Прогноз флюидопроводности разрывных нарушений чокракских отложений северного борта Западно-Кубанского прогиба

• Автор: Дердуга, Алексей Владимирович
• Шифр специальности: 25.00.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2010
• Место защиты: Краснодар
• Количество страниц: 151 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение
1. Краткие сведения об изученности флюидопроводности разрывных нарушений и геологическом строении чокракских отложений Западно-Кубанского прогиба;
1.1 История и современное состояние изученности
флюидопроводности разрывных нарушений
1.2 История и современное состояние геолого-геофизической изученности чокракских отложений
1.3 Литолого-стратиграфический очерк
1.4 Тектоническое строение;
1.5 Нефтегазоносность
1.6 Структурно-литофациальная зональность чокракских
отложений Темрюкской синклинали
2. Методика прогноза флюидопроводности разрывных
нарушений
2.1 Структурная интерпретация
2.2 Прогноз коллекторов
2.2.1 Сейсмостратиграфический, сейсмофациальный и палеотектонический анализ
2.2.2 Динамический прогноз коллекторов
2.3 Построение диаграмм суперпозиции тектонических
блоков
2.4 Расчёт коэффициента SGR
2.5 Геолого-промысловый анализ истории разработки месторождений
3. Прогноз флюидопроводности разрывных нарушений Варавенско-Черноерковского микроконуса
3.1 Восточно-Черноерковский блок
3.2 Западно-Мечетский блок
3.3 Западно-Морозовский блок
3.4 Выводы
4. Прогноз флюидопроводности разрывных нарушений Сладковско-Морозовско-Терноватого микроконуса
4.1 Западно-Беликовский блок
4.2 Южно-Морозовский блок
4.3 Морозовский блок
4.4 Выводы
Заключение
Список использованных источников
Введение
Актуальность проблемы. Одним из основных объектов геологоразведочных работ и добычи углеводородов в Краснодарском крае в последние десятилетия являются чокракские отложения северного борта Западно-Кубанского прогиба. В 1990-е и 2000-е годы на этом направлении были сосредоточены основные объёмы сейсмических исследований и буровых работ. Здесь выявлено порядка двадцати месторождений лёгкой нефти и газоконденсата, приуроченных к литолого-тектоническим ловушкам УВ.
На территории северного борта Западно-Кубанского прогиба большинство выявленных месторождений связано с тектонически (дизъюнктивно) ограниченными или осложнёнными нарушениями ловушками. Разломы оказывают большое влияние, как на формирование залежей, так и на процесс добычи углеводородов. Вместе с тем традиционные исследования в области тектонических процессов, объединяющих огромный массив знаний, сводятся к выделению и картированию зон разломов, не уделяя должного внимания- вопросу флюидодинамики разрывных нарушений. В этом плане прогнозирование флюидопроводящих и экранирующих свойств нарушений является достаточно новой и слабоосвещённой областью геологической науки. Понимание и прогнозирование проницаемости дизъюнктивных дислокаций необходимо для создания и уточнения геологических моделей, как на этапе геологоразведочных работ, так и при разработке месторождений. Оценка величины критического давления гидроразрыва разрывного тектонического нарушения может использоваться также при бурении скважин для снижения опасности потери циркуляции и поглощения бурового раствора. В этой связи в работе рассмотрены проблемы и методические особенности прогноза флюидопроводящих свойств разрывных нарушений и их влияние на добычу углеводородов.
Цель исследований заключается в определении флюидопроводности разрывных нарушений чокракского яруса северного борта Западно-Кубанского прогиба.
Исходя из общей цели исследований решались следующие задачи:
1. Совершенствование и адаптация методики прогноза флюидопроводности разрывных тектонических нарушений для месторождений УВ чокрака северного борта Западно-Кубанского прогиба.
2. Обобщение и дополнение геологической модели чокракских отложений северного борта Западно-Кубанского прогиба.
3. Установление факторов, влияющих на флюидопроводящую способность разрывных нарушений.
Этапы работ:
1. Структурное картирование поверхностей и построение карт эффективных толщин песчаных пачек чокрака в рассматриваемом районе.
2. Анализ геометрического положения (суперпозиции) песчаных пачек чокракского яруса на плоскости тектонического нарушения.
3. Расчёт содержания глинистой составляющей в плоскости тектонического нарушения (коэффициент ЗОЯ).
4. Выявление фактов межблокового перетока воды и перераспределения давления на основании геолого-промыслового анализа разработки месторождений.
5. Установление зависимости проводящей способности тектонических нарушений от межблокового перепада давления, литологии и суперпозиции пачек-коллекторов вдоль нарушения.
Научная новизна, В диссертации получены следующие основные результаты, характеризующиеся научной новизной.
1. Усовершенствована и адаптирована методика оценки флюидопроводности разрывных тектонических нарушений на примере

Чокракские коллекторы Темрюкского нефтегазоносного района представлены песчаниками мелко-среднезернистыми, в южной части с возрастанием роли алевролитов, кварц-глауконитовыми, преимущественно массивными, хорошей и средней отсортированное. Пористость и проницаемость соответственно 19-30 % и 50-1000 мД. Эффективная толщина песчаных тел 4-36 м, в среднем 4-8 м.
Тип залежей Прибрежно-Морозовской зоны (по мере убывания количества) литолого-тектонический, литолого-структурно-тектонический и литологический. В осевом комплексе на современном этапе геологогеофизической изученности все выявленные залежи приурочены к антиклинальным складкам и по типу являются пластово-сводовыми, ограниченными по падению водонефтяными контактами.
Во всех месторождениях наблюдается аномально высокое пластовое давление. Залежи высокодебитные, первоначальные дебиты нефти на щтуцерах 4,0-6,0 мм составляли 27,2-281,6 м3/сут., конденсата - 15,4-110,4 м3/сут., газа 17,9-238,1 тыс. м3/сут. (табл. 1.2 [18]).
По физико-химическим свойствам нефти и конденсат Темрюкского нефтегазоносного района очень похожи и по типу относятся к легким. Плотность нефти и конденсата в поверхностных условиях составляет 0,747-0,799 г/см3, реже до 0,804-0,829 г/см3. Нефти и конденсат парафинистые, малосернистые, малосмолистые.
Газ, в основном, состоит из метана (63,14-94,60%). Кроме метана, в значительных количествах присутствуют: этан (2,03-9,64%), пропан (0,89-13,15%), в незначительных количествах - другие тяжелые углеводороды.
Газовый фактор варьирует в широких пределах, от 172 до 19685 мЗ/т.
Лрибрежно-Морозовская зона нефтегазонакопления
В Прибрежно-Морозовской зоне нефтегазонакопления выявлено тринадцать месторождений нефти и газоконденсата, приуроченных к одноименному конусу выноса. Залежи связаны с пластами песчаников мелко-