Файл: Геологии дипломный проектработа тема работы Геофизические исследования в процессе бурения на Ярегском нефте титановом.docx
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 638
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
утверждены ГКЗ СССР в 1988 г. протоколом № 10496 и составили по пласту III в пределах шахтного поля III по категории В 146430 тыс. т, в том числе из них кондиционные (в пределах толщин более 6м) 144510 тыс. т и 1920 тыс. т некондиционные, кроме того в пределах переходной зоны ВНК числятся запасы категории С1 в количестве 758 тыс. т.
Запасы титановых руд Ярегского месторождения утверждены ГКЗ СССР в 1976 г (протокол № 7688) по кондициям, утвержденным ГКЗ СССР в 1973 г (протокол № 692-к) по категориям А+В+С1 и С2 и составляют 2951443,1 тыс.т (сырая руда) и 29547,2 тыс.т (TiO2)
Утвержденные кондиции предусматривали:
На балансе ОАО «ЯНТК» числятся запасы титановых руд пласта III (D2af низ) категорий А+В+С1 в количестве 697533,5 тыс.т (сырая руда) и 69012,5 тыс.т (TiO2), в том числе в границах площади проектируемого участка добычного блока уклона 2Т- 2 по категории В, в количестве 747,3 тыс.т (сырая руда) и 75,9 тыс.т (TiO2).
Подсчет запасов балансовых руд выполнен способом геологических блоков. Границы подсчетных блоков, независимо от категории запасов, проводились только по скважинам, без вспомогательных точек и интерполяций между выработками. По
запасам промышленных категорий А, В и С1, выделен 41 блок для сорта с нефтью (блоки №1 – 41) и 28 блоков для сорта без нефти (блоки №42 – 69). По запасам категории С2 выделен 21 блок для сорта без нефти (блоки № 70 – 90).
Мощность балансовых руд в каждой выработке определена по разнице глубин залегания и вычисленных абсолютных отметок подошвы и кровли соответствующих горизонтов.
Средние содержания ТіО2 в выработках вычислялись средневзвешенным способом, т. е. через сумму метропроцентов диоксида титана рядовых проб. В случаях пропусков в опробовании для них применялись средние значения двух прилегающих проб.
В большинстве блоков средние мощности руд вычислялись среднеарифметическим способом, а средние содержания ТіО2 – через метропроценты по скважинам.
Среднее содержание TiO2 на проектируемом участке составляет 10,16 %. Большая часть участка (85%) находится в границах подсчетного блока №3, меньшая (15%) - № 2.
Качественная характеристика руд и средняя мощность рудной залежи в пределах блока ОПР определялись по данным геологоразведочных скважин пространственно приближенным к границам блока.
Запасы руды в блоке по степени разведанности соответствуют категории В, т. е. подготовлены к промышленному освоению.
Ярегское нефтяное месторождение расположено в пределах Ухта-Ижемского нефтегазоносного района Тиманской нефтегазоносной области. Район характеризуется малой (от 100-150 до 800-1000 м) и неравномерной толщиной осадочного покрова. Мелкие скопления
нефти и газа, многочисленные нефте- газо- и битумопроявления распространены в широком стратиграфическом диапазоне от пород рифей-вендского фундамента до четвертичных отложений, однако промышленные залежи нефти и газа известны лишь в терригенном среднедевонско- нижнефранском нефтегазоносном комплексе.
Залежь тяжелой высоковязкой нефти в песчаниках пласта III на глубинах 120-
210 м по размерам и запасам является основным объектом, определяющим промышленное значение Ярегского месторождения. В структурном отношении она приурочена к центральной и юго-восточной частям свода Ухтинской складки, осложненным Ярегским, Южно-Ярегским, Лыаельским и Вежавожским локальными поднятиями, которые объединяются общим контуром нефтеносности. Протяженность залежи в региональном направлении с северо-запада на юго-восток около 36 км. Наибольшая ширина ее в средней части Ярегского поднятия 4.8 км, в пределах поперечного (субширотного) Южно-Ярегского поднятия – до 7 км, на Лыаельской структуре – 5.5 км и Вежавожском поднятии – до 3.4 км. Общая площадь нефтеносности около 127 км2. Максимальная высота залежи (при среднем значении ВНК минус 62-60 м) на Ярегской структуре – около 85 м, Южно-Ярегской – 45 м, Лыаельской – 82 м и Вежавожской – около 82 м. Пласт III выклинивается в своде, либо в присводовой части юго-западного крыла Ухтинской складки, на значительном протяжении срезанного региональным «Большим Ярегским» сбросом. Залежь классифицируется как пластовая сводовая, стратиграфически, местами, литологически и тектонически, экранированная с юго-запада.
Общая толщина пласта III на месторождении
в среднем около 70 м. Максимальные ее значения наблюдаются на Ярегской (106.2 м в скв. 17 пр-I) и Лыаельской (104.5 м в скв. 178) площадях в осевых зонах Ярегской и Лыаельской
продольных депрессиях фундамента. В зоне выклинивания пласта на западе проницаемые песчаники замещаются глинистыми отложениями и практически непроницаемыми конгломератовидными глинисто- сидеритизированными песчаниками.
Средняя эффективная толщина пласта III более 50 м. Максимальные ее значения – до 81.5 м на Ярегской площади (скв. 17 пр-I) и 57.9 м на Лыаельской (скв. 9р) отмечаются в зонах, характеризующихся максимальными общими толщинами пласта.
Сложность строения залежи определяется как указанными выше особенностями распространения продуктивного пласта, наличием многочисленных нарушений, местами разобщающих залежь на отдельные, частично гидродинамические изолированные блоки, так и неоднородностью пласта, состоящего из нескольких разновозрастных и различных по толщине, особенностям распространения и коллекторским свойствам пачек.
Песчаники всех пачек пласта III, от его кровли до подошвы, нефтеносны лишь в сводах наиболее высокоамплитудных локальных поднятий (Ярегского, Лыаельского и Вежавожского), где весь пласт залегает выше ВНК. Только здесь нефтеносны полностью или частично песчаники нижней пачки (афонинский горизонт). На всей остальной части площади месторождения частично или полностью нефтеносны лишь песчаники средней (старооскольский горизонт) и верхней (пашийский
горизонт) пачек пласта III, а нижняя пачка прослеживается уже в водоносной зоне.
Нефтяная зона пласта III на Ярегском месторождении оконтуривается на трех разобщенных участках в сводах Ярегской (7.6 км2), Лыаельской (11.6 км2) и Вежавожской (22.7 км2) структур и составляет 33 % площади месторождения.
На большей части месторождения залежь в III пласте подстилается подошвенными водами. Эффективная толщина водоносной части пласта достигает на северо-восточном фланге месторождения 40-60 м.
Водонефтяной раздел на месторождении представлен «переходной зоной» толщиной от 0 до 1-2 м, реже до 3-6 м. Наличие «переходной зоны» подтверждается наблюдениями в выработках нефтешахт.
Средняя абсолютная отметка ВНК, проводимого в подошве интенсивно насыщенных нефтью песчаников, в 124 скважинах Ярегской площади (где залежь не изолирована в подошве аргиллитами или весьма слабо проницаемыми глинистыми сидеритизированными конгломератами) по данным различных методов исследования составляет минус 61.8 м. Отклонения обычно не превышают 1-2 м (от минус 60 до минус 63 м, в единичных случаях – от минус 58.1 до минус 64.5 м).
При разработке Ярегского месторождения было отмечено, что относительно более легкие нефти приурочены к приподнятым участкам пласта на шахтном поле 3 и 3-бис (плотность 0.937 г/см3), а самая тяжелая нефть характерна для шахтного поля 2 (плотность 0.968 г/см3), занимающего низкое гипсометрическое положение и почти целиком находящегося в пределах водонефтяной зоны.
По данным 1938-1940 годов газонасыщенность нефти достигала 10-13 м3/м3. Такое количество газа при начальном пластовом давлении 1.3 МПа и температуре 6-
Запасы титановых руд Ярегского месторождения утверждены ГКЗ СССР в 1976 г (протокол № 7688) по кондициям, утвержденным ГКЗ СССР в 1973 г (протокол № 692-к) по категориям А+В+С1 и С2 и составляют 2951443,1 тыс.т (сырая руда) и 29547,2 тыс.т (TiO2)
Утвержденные кондиции предусматривали:
-
минимально-промышленное содержание двуокиси титана для нефтенасыщенных руд – 6% и для сорта руд, не содержащих нефти, – 7%; -
бортовое содержание двуокиси титана для обоих сортов руд – 6%; -
минимальная мощность рудного тела и максимальная мощность прослоев пустых пород и некондиционных руд – 4м; -
выделение в числе балансовых запасов руд с содержанием окиси железа в подсчетном блоке – 2,5%; -
отнесение к забалансовым запасов руд с содержанием двуокиси титана от 3 до 6%.
На балансе ОАО «ЯНТК» числятся запасы титановых руд пласта III (D2af низ) категорий А+В+С1 в количестве 697533,5 тыс.т (сырая руда) и 69012,5 тыс.т (TiO2), в том числе в границах площади проектируемого участка добычного блока уклона 2Т- 2 по категории В, в количестве 747,3 тыс.т (сырая руда) и 75,9 тыс.т (TiO2).
Подсчет запасов балансовых руд выполнен способом геологических блоков. Границы подсчетных блоков, независимо от категории запасов, проводились только по скважинам, без вспомогательных точек и интерполяций между выработками. По
запасам промышленных категорий А, В и С1, выделен 41 блок для сорта с нефтью (блоки №1 – 41) и 28 блоков для сорта без нефти (блоки №42 – 69). По запасам категории С2 выделен 21 блок для сорта без нефти (блоки № 70 – 90).
Мощность балансовых руд в каждой выработке определена по разнице глубин залегания и вычисленных абсолютных отметок подошвы и кровли соответствующих горизонтов.
Средние содержания ТіО2 в выработках вычислялись средневзвешенным способом, т. е. через сумму метропроцентов диоксида титана рядовых проб. В случаях пропусков в опробовании для них применялись средние значения двух прилегающих проб.
В большинстве блоков средние мощности руд вычислялись среднеарифметическим способом, а средние содержания ТіО2 – через метропроценты по скважинам.
Среднее содержание TiO2 на проектируемом участке составляет 10,16 %. Большая часть участка (85%) находится в границах подсчетного блока №3, меньшая (15%) - № 2.
Качественная характеристика руд и средняя мощность рудной залежи в пределах блока ОПР определялись по данным геологоразведочных скважин пространственно приближенным к границам блока.
Запасы руды в блоке по степени разведанности соответствуют категории В, т. е. подготовлены к промышленному освоению.
-
Нефтегазоносность
Ярегское нефтяное месторождение расположено в пределах Ухта-Ижемского нефтегазоносного района Тиманской нефтегазоносной области. Район характеризуется малой (от 100-150 до 800-1000 м) и неравномерной толщиной осадочного покрова. Мелкие скопления
нефти и газа, многочисленные нефте- газо- и битумопроявления распространены в широком стратиграфическом диапазоне от пород рифей-вендского фундамента до четвертичных отложений, однако промышленные залежи нефти и газа известны лишь в терригенном среднедевонско- нижнефранском нефтегазоносном комплексе.
Залежь тяжелой высоковязкой нефти в песчаниках пласта III на глубинах 120-
210 м по размерам и запасам является основным объектом, определяющим промышленное значение Ярегского месторождения. В структурном отношении она приурочена к центральной и юго-восточной частям свода Ухтинской складки, осложненным Ярегским, Южно-Ярегским, Лыаельским и Вежавожским локальными поднятиями, которые объединяются общим контуром нефтеносности. Протяженность залежи в региональном направлении с северо-запада на юго-восток около 36 км. Наибольшая ширина ее в средней части Ярегского поднятия 4.8 км, в пределах поперечного (субширотного) Южно-Ярегского поднятия – до 7 км, на Лыаельской структуре – 5.5 км и Вежавожском поднятии – до 3.4 км. Общая площадь нефтеносности около 127 км2. Максимальная высота залежи (при среднем значении ВНК минус 62-60 м) на Ярегской структуре – около 85 м, Южно-Ярегской – 45 м, Лыаельской – 82 м и Вежавожской – около 82 м. Пласт III выклинивается в своде, либо в присводовой части юго-западного крыла Ухтинской складки, на значительном протяжении срезанного региональным «Большим Ярегским» сбросом. Залежь классифицируется как пластовая сводовая, стратиграфически, местами, литологически и тектонически, экранированная с юго-запада.
Общая толщина пласта III на месторождении
в среднем около 70 м. Максимальные ее значения наблюдаются на Ярегской (106.2 м в скв. 17 пр-I) и Лыаельской (104.5 м в скв. 178) площадях в осевых зонах Ярегской и Лыаельской
продольных депрессиях фундамента. В зоне выклинивания пласта на западе проницаемые песчаники замещаются глинистыми отложениями и практически непроницаемыми конгломератовидными глинисто- сидеритизированными песчаниками.
Средняя эффективная толщина пласта III более 50 м. Максимальные ее значения – до 81.5 м на Ярегской площади (скв. 17 пр-I) и 57.9 м на Лыаельской (скв. 9р) отмечаются в зонах, характеризующихся максимальными общими толщинами пласта.
Сложность строения залежи определяется как указанными выше особенностями распространения продуктивного пласта, наличием многочисленных нарушений, местами разобщающих залежь на отдельные, частично гидродинамические изолированные блоки, так и неоднородностью пласта, состоящего из нескольких разновозрастных и различных по толщине, особенностям распространения и коллекторским свойствам пачек.
Песчаники всех пачек пласта III, от его кровли до подошвы, нефтеносны лишь в сводах наиболее высокоамплитудных локальных поднятий (Ярегского, Лыаельского и Вежавожского), где весь пласт залегает выше ВНК. Только здесь нефтеносны полностью или частично песчаники нижней пачки (афонинский горизонт). На всей остальной части площади месторождения частично или полностью нефтеносны лишь песчаники средней (старооскольский горизонт) и верхней (пашийский
горизонт) пачек пласта III, а нижняя пачка прослеживается уже в водоносной зоне.
Нефтяная зона пласта III на Ярегском месторождении оконтуривается на трех разобщенных участках в сводах Ярегской (7.6 км2), Лыаельской (11.6 км2) и Вежавожской (22.7 км2) структур и составляет 33 % площади месторождения.
На большей части месторождения залежь в III пласте подстилается подошвенными водами. Эффективная толщина водоносной части пласта достигает на северо-восточном фланге месторождения 40-60 м.
Водонефтяной раздел на месторождении представлен «переходной зоной» толщиной от 0 до 1-2 м, реже до 3-6 м. Наличие «переходной зоны» подтверждается наблюдениями в выработках нефтешахт.
Средняя абсолютная отметка ВНК, проводимого в подошве интенсивно насыщенных нефтью песчаников, в 124 скважинах Ярегской площади (где залежь не изолирована в подошве аргиллитами или весьма слабо проницаемыми глинистыми сидеритизированными конгломератами) по данным различных методов исследования составляет минус 61.8 м. Отклонения обычно не превышают 1-2 м (от минус 60 до минус 63 м, в единичных случаях – от минус 58.1 до минус 64.5 м).
При разработке Ярегского месторождения было отмечено, что относительно более легкие нефти приурочены к приподнятым участкам пласта на шахтном поле 3 и 3-бис (плотность 0.937 г/см3), а самая тяжелая нефть характерна для шахтного поля 2 (плотность 0.968 г/см3), занимающего низкое гипсометрическое положение и почти целиком находящегося в пределах водонефтяной зоны.
По данным 1938-1940 годов газонасыщенность нефти достигала 10-13 м3/м3. Такое количество газа при начальном пластовом давлении 1.3 МПа и температуре 6-