Отчет по практике на месторождении Акжар

Глины песчанистые, алевритистые, слюдистые, местами глинистые, с гнездами и прослойками песка и алеврита, с включением мелких кристаллов пирита.

Пески и алевриты мелкозернистые, глинистые, слюдистые, карбонатные, рыхлые и слабо уплотненные, с прослоями  глин.

Песчаники мелко-  среднезернистые, полимиктовые, глинистые, карбонатные, плотные, крепкие с гнездами глины и включениями кремниевых галек.

Алевролиты среднезернистые, хорошо отсортированные, кварцево-полевошпатовые, глинистые, слюдистые, карбонатные, крепко сцементированы кальцитом.

Известняк скрытокристаллический, плотный, крепкий, с гнездами глины, иногда оолитовый. Редко встречается  брекчия из обломков зеленовато-сиреневого известняка сцементированного зеленой  глиной.

В подошве барремского яруса залегает песчаный горизонт, сложенный песками и алевритами с незначительными прослойками глин, являющийся региональным репером.

К песчаным пластам барремских отложений в пределах северного крыла и грабена приурочены залежи нефти горизонтов Б-V, Б-IV, Б-III, Б-II, Б-I.

Толщина 59,8м – 200м.

Аптский ярус –К₁а

Аптские отложения имеют повсеместное распространение, с угловым несогласием залегают на размытой поверхности баррема. В своде юго-западного крыла в районе скважины Г-10 выходят на дневную поверхность.

Литологически отложения представлены пачкой темно-серых, почти черных, жирных на ощупь глин, с тонкими прослойками в средней части песков, песчаников, алевритов и алевролитов.

В подошве яруса прослеживается горизонт песков серых, темно-серых, мелкозернистых, кварцевых, глауконитовых, глинистых, слюдистых с прослойками 

глины, включением пирита.

К песчаному горизонту  приурочен аптский продуктивный горизонт.

Толщина в большинстве  скважин варьирует в пределах 40-50м, минимальная вскрыта скважиной  Г-10 - 9м,   максимальная 147м (скв.95).

Альбский ярус- К₁al

Альбские отложения выходят на дневную поверхность на юго-западном и юго-восточном крыльях. В большинстве новых скважин юго-восточного крыла альбские отложения перекрыты технической колонной и не освещены каротажом.

Отложения представляют собой  однообразную толщу, сложенную глинами, песками, песчаниками и алевролитами с прослоями гравия.

Глины от светло-серых до темно-серых, темно-зеленые, песчанистые, карбонатные, с прослойками песка, с включениями кристаллов пирита и ОРО.

Пески и алевролиты серые, зеленовато-серые, разнозернистые, полимиктовые, глинистые, рыхлые, участками уплотненные с ОРО.

Песчаники серые и голубовато-серые, средне- мелкозернистые, кварцево-полевошпатовые, плотные с включениями глины  и ОРО.

Алевролиты темно-серые  и серые, кварцево-полевошпатовые, глинистые, плотные, крепкие с прожилками кальцита, включениями кристаллов пирита и  ОРО.

Гравий состоит из кварцевых  галек, сцементированных глинистым  цементом, с включением кристаллов пирита. По палинологическим определениям в разрезе альба выделяются три подъяруса: нижний, средний и верхний. Нижний подъярус представлен в основном глинами, средний и верхний – песками с прослоями глин, песчаников и алевролитов.

Толщина от 14м до 269м.

Верхний отдел  –К₂

В разрезе позднего мела по литологическим признакам выделяются отложения нерасчлененной пачки  турон-сантонского, кампанского и маастрихтского ярусов. В новых скважинах верхнемеловые отложения перекрыты технической колонной и не освещены каротажом.

Туронский + сантонский ярусы -К₂t+st

Не расчлененные отложения  турона и сантона несогласно залегают на размытой поверхности альба и литологически  представлены зеленовато-серыми и темно-зелеными, карбонатными глинами с прослоями плотных крепких, с включениями макрофауны мергелей и разнозернистых, кварцево-полевошпатовых,

карбонатных песчаников.

Толщина 10м – 18м.

Кампанский ярус – К₂km

Кампанские отложения в сводовой части юго-западного и юго-восточного крыльев полностью размыты, на северном крыле и в широтном грабене выходят на дневную поверхность. Литологически отложения представлены глинами зеленовато-серыми и темно-серыми, сильно известковистыми, плотными с включениями кристаллов гипса и макрофауны, концентрациями пирита с маломощными прослоями мергелей.

Толщина от 12м до 97.

Маастрихтский ярус –К₂m

Маастрихтские отложения  вскрыты в приразломной зоне широтного и меридионального грабена. Литологически отложения представлены белыми, светло-серыми, плотными, массивными, мелоподобными мергелями и глинами. 

Глины светло-серые до белых, зеленовато-серые, голубовато-серые, мергелистые, алевритистые, плотные с включениями пирита и макрофауны.

Толщина от 0 до 54м.

Четвертичная  система – Q

Коренные породы перекрыты  делювиальными, аллювиальными, элювиальными и эоловыми отложениями, литологически представленными суспензиями, суглинками, серовато-зелеными и серовато-бурыми песками.

Толщина 4м - 18м.

 

Тектоника

Нефтяное месторождение  Акжар расположено в восточной  приборотовой части Прикаспийской впадины в пределах Кенкиякского поднятия.

По результатам  проведенных сейсмических исследований 3D и данных бурения установлено крайне сложное структурно-тектоническое строение структуры Акжар, обусловленное особенностями соляной тектоники.

Материалы 3D подтвердили распространение в осадочном чехле многочисленных дизъюнктивных дислокаций, которые были выделены и протрассированы в пределах площади.

Геологическое строение исследуемого мезозойского комплекса осадков в значительной мере определяется дизъюнктивной тектоникой и многократными перерывами в осадконакоплении в предтриасовое, предъюрское, предмеловое и предъаптское время, что обусловило формирование структурно-стратиграфических ловушек, экранированных тектоническими разломами.

Большая часть  тектонических нарушений была сформирована в неоген-четвертичное время, когда  происходил интенсивный рост соляных  куполов. В ряде случаев нарушения  следятся от соляного купола и осложняют весь надсолевой осадочный комплекс пород.

В геологическом строении структуры Акжар принимают участие  три структурных этажа: подсолевой (докунгурский), соленосный (кунгурский) и надсолевой, включающий интервал разреза от пермско-триасовых до юрско-меловых отложений.

Подсолевые отложения стратиграфически представлены девонской, каменноугольной и пермской системами (нижний отдел). Толщина подсолевого комплекса осадков по результатам региональных исследований увеличивается с запада на восток и изменяется от 1,5-2 км на выступах до 6-7 км в прогибах. Непосредственно на месторождении Акжар подсолевые отложения бурением не вскрыты.

На размытой поверхности  подсолевых отложений с угловым несогласием залегает кунгурский сульфатно-галогенный комплекс пород, представленный двумя резко различающимися литологическими пачками: нижней - галогенной и верхней – сульфатно-терригенной, образующими соляной массив Акжар.

Соляной массив представляет собой поднятие сложной формы  в виде трехлучевой звезды. “Лучи” (гребни) погружаются от свода поднятия в северо-западном, северо-восточном и южном направлениях.

Морфология поверхности  соляного массива осложнена отдельными локальными куполами и разделяющими их прогибами. В контуре изогипсы минус 250м в районе скв.84 локализуется наиболее гипсометрически приподнятый купол, ориентированный в северо-западном направлении, размеры его 1,2 х 0,5 км. Кровля кунгурских отложений скважиной 84 вскрыта на отметке минус 248,7м.

В центральной части массива  прослежен узкий (около 200 м) желобообразный прогиб, ориентированный в субмеридиональном направлении и нашедший отображение по вышележащим юрско-меловым отложениям, выполняющим меридиональный и широтный грабен. Кровля кунгурских отложений вскрыта на отметках минус 311,8м и минус 539,2м скважинами  94 и 91 соответственно.

В контуре изогипсы минус 850 м протяженность складки по длинной оси, ориентированной с северо-запада на юго-восток, составляет 7,0 км, ширина солянокупольной структуры составляют около 2,2-3,0 км, амплитуда 600 м.

По надсолевым отложениям солянокупольная структура Акжар системой тектонических нарушений сбросового типа разбита на три крыла: северное, юго-восточное и юго-западное, представляющих собой самостоятельные приразломные ловушки. Плоскости сбросов образуют два грабена, ориентированные в субширотном и меридиональном направлениях. Субширотный грабен приурочен к центральной сводовой части соляного купола.

 

 

 

Коллекторские свойства

На месторождении Акжар  пласты-коллекторы в литологическом плане представлены алевритами, высокопористыми  песками, алевролитами и песчаниками, в различной степени заглинизированными.

Для выделения коллекторов  и оценки их эффективной толщины  использован весь комплекс геолого-геофизических  исследований. При этом в основу положены критерии, установленные в процессе обобщения геофизических данных и сопоставление последних с керном и результатами опробования пластов.

Выделение коллекторов и оценка эффективной толщины проводились  по характерным для терригенного типа пород качественным признакам, согласно существующим правилам, с  учетом всех особенностей разреза продуктивной толщи.

К качественным признакам  выделения коллекторов в разрезе  относятся:

• наличие глинистой корки или сохранение номинального диаметра на кавернограмме ;
• уменьшение естественной радиоактивности относительно вмещающих пород;
• отрицательная или положительная (в зависимости от знака) аномалия на  кривых ПС;

  При определении эффективной  толщины из пластов-коллекторов  исключались плотные и глинистые  прослои. Глины выделялись по  показаниям методов радиоактивного  каротажа и кавернометрии. Плотные  малопористые породы имеют высокое  сопротивление, значительно превышающее  сопротивление продуктивных коллекторов,  что обусловило их четкое выделение  на диаграммах  бокового каротажа, микробокового каротажа, которые  и были использованы для исключения  плотных и малопористых прослоев. Так же их наличие контролировалось  показаниями акустического и  гамма-гамма плотностного  каротажа.

 

Характеристика нефти

Характеристика нефти месторождения Акжар изучалась с целью выяснения ее принадлежности к определенной химико-технологической группе государственных стандартов.

С этой целью на месторождении  исследовались 2 пробы нефти из среднеюрского  горизонта Ю-III  и Ю-I. Исследование нефти проводилось в 1966 году Всесоюзным научно-исследовательским институтом нефтеперерабатывающей промышленности «ВНИИ НП», находящимся в г. Москва. Перед исследованием пробы обезвожены на автоклаве. Разгонка нефти на фракции производилась на аппарате АРН-2

По потенциальному выходу 10-градусных фракций стало ясно что нефть скважины Г-27 по сравнению с нефтью из Г-25 характеризуется более высоким выходом бензиновых фракций, соответственно 5 %об и 1,2 %об, светлых фракций – 27 %об и 18,2 %об, остаток свыше 500^оС -23 5об и 35,4 5об.

Бензиновая  фракция. В пробе (Г-25) выход бензиновых фракций не значительный (1,2%), вследствие чего из нефти не могут быть получены товарные бензины.

Нефть  (Г-27) характеризуется высоким октановым числом: 72,9 в чистом виде и 81,5с 0,82г ТЭС, что объясняется большим содержанием (70%) нафтеновых углеводородов (табл.4.4.2-4.4.3, кн.III). Но вследствие утяжеленного фракционного состава (начало кипения 145^оС) фракция может быть использована только в качестве компонента автомобильного бензина. Содержание ароматических и парафиновых углеводородов невысокое - 12 и 18%. Среди парафиновых углеводородов преобладают углеводороды изометрического строения – 13%.

Реактивное  топливо. Характеристика фракции, выкипающей от начала кипения до 240^оС, представлена в таблице 4.4.4, кн.III. 

 Фракция (Г-27) по величине  кинематической вязкости (при 20^оС и -40^оС  соответственно 2,37 сСт и 15,4 сСт) и температуры вспышки и кристаллизации (соответственно  97 ^оС и ниже -60^оС) отвечает требованиям ГОСТ на топливо Т-I. Но по ряду других факторов: утяжеленный фракционный состав, теплота сгорания 10210 ккал/кг, высота некоптящего пламени19мм – не соответствуют требованиям ГОСТ. Кроме того фракция имеет завышенную кислотность – 3,69мг КОН, йодное число -3 г/100г продукта, что не соответствует техническим нормам.

 Таким образом, из  нефти не может быть получено  реактивное топливо, отвечающее  всем требованиям ГОСТ на топливо  Т-I и ТС- I.

 Фракция (Г-25) по величине  плотности (ρ₄²⁰ -0,8475 г/см³), вязкости (V₂₀ -2,77 сст) и температуры кристаллизации (ниже -60^оС), отсутствию меркаптана серы и содержанию следов серы отвечает требованиям ГОСТ на топливо Т-I. Но по вязкости при -40^оС (24,6сСт), высоте некоптящего пламени (17,5мм), теплотворной способности (10248 ккал/кг) и ряду других показателей из нефти не может быть получено кондиционного реактивного топлива.