СИНЕРГИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИССЛЕДОВАНИЯ
advertisement
А.О. СЕРЕБРЯКОВ СИНЕРГИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ МОРСКИХ АКВАТОРИЙ Монография КНОРУС • МОСКВА • 2016 УДК 502.36:550.8+502.4:55 ББК 26.329 С32 Рецензенты: А.В. Бочкарев, д-р геолого-минералогических наук, проф., О.И. Серебряков, д-р геолого-минералогических наук, проф. Серебряков А.О. С32 Синергия геологоразведочных технологий исследования природных ресурсов морских акваторий / А.О. Серебряков. — М. : КНОРУС ; Астрахань : АГУ, ИД «Астраханский университет», 2016. — 228 c. ISBN 978-5-4365-0303-5 DOI 10.15216/978-5-4365-0303-5 Изложена методика буровых, геохимических, термодинамических, инженерногеологических и лабораторных исследований при освоении сырьевых ресурсов морских акваторий. Приведены методика исследований свойств пластовых флюидов, изучены различные модели природного сырья и прогнозы при моделировании пластовых флюидов, изучены различные модели природного сырья и прогнозы при моделировании пластовых флюидов. Работа предназначена для работников ТЭК, производственных геологоразведочных и нефтегазодобывающих предприятий, научных и проектных организаций, преподавателей наук о Земле, студентов, аспирантов специальностей «Геология», «Геохимия», «Гидрогеология», «Инженерная геология». УДК 502.36:550.8+502.4:55 ББК 26.329 Серебряков Андрей Олегович СИНЕРГИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ МОРСКИХ АКВАТОРИЙ Сертификат соответствия № РОСС RU. AE51. H 16604 от 07.07.2014. Изд. № 9641. Формат 60×90/16. Усл. печ. л. 14,5. ООО «Издательство «КноРус». 117218, г. Москва, ул. Кедрова, д. 14, корп. 2. Тел.: 8-495-741-46-28. E-mail: office@knorus.ru http://www.knorus.ru Издательский дом «Астраханский университет». 414056, г. Астрахань, ул. Татищева, 20. Тел./факс 8-8512-54-01-89, тел. 8-8512-54-01-87. E-mail: asupress@yandex.ru Отпечатано в ООО «Контакт». 107150, г. Москва, проезд Подбельского 4-й, дом 3. ISBN 978-5-4365-0303-5 Астраханский государственный университет, Издательский дом «Астраханский университет», 2016 Серебряков А.О., 2016 ООО «Издательство «КноРус», 2016 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ ..................................................................................................... 6 РАЗДЕЛ 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ................................. 7 1.1. Общие сведения о районе работ, месторождений, площади................... 7 1.2. История геологических и геофизических исследований ...................... 10 1.3. Стратиграфия........................................................................................... 11 1.4. Тектоническое строение.......................................................................... 13 1.5. Нефтегазоносность.................................................................................. 16 1.6. Гидрогеологические и термобарические условия месторождения....... 19 РАЗДЕЛ 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ......................... 20 2.1. Условия бурения на море ........................................................................ 20 2.2. Требования к бурению разведочных скважин на море.......................... 28 2.3. Рациональные способы бурения разведочных скважин на море.......... 29 2.4. Особенности и проблемы бурения на море ........................................... 31 2.5. Основные критерии выбора рацианального типа основания для бурения разведочных скважин на море......................................................... 31 2.6. Схемы промывки скважин ...................................................................... 32 2.7. Компенсаторы перемещений обсадной и бурильной колонн................ 34 2.8. Извлечение обсадных труб из скважин.................................................. 40 2.9. Способы бурения на глубоководных акваториях шельфа..........................41 РАЗДЕЛ 3. ТЕХНИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ .................................... 44 3.1. Конструкция морских скважин............................................................... 44 3.2. Технологическая оснастка обсадных колонн......................................... 46 3.3. Принципы расчета цементирования обсадных колонн ......................... 51 3.4. Морской буровой кондуктор в трубчатом кожухе ................................. 57 РАЗДЕЛ 4. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ......................................................................... 63 4.1. Задачи исследования ............................................................................... 63 4.2. Краткое описание исследования и выводы ............................................ 64 4.3. Геохимические и термодинамические свойства пластового флюида... 66 4.4. Создание модели смешивания ................................................................ 72 4.5. Создание модели композиционной......................................................... 75 4.6. Прогнозы по моделированию смешивания............................................ 77 РАЗДЕЛ 5. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД......................................................................................... 86 5.1. Методы отбора пород из скважины........................................................ 86 5.2. Обработка керна ...................................................................................... 91 3 5.3. Подготовка керна..................................................................................... 94 5.4. Контроль глубины ................................................................................... 98 5.5. Измерения керна.................................................................................... 101 РАЗДЕЛ 6. ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД........................................................................................115 6.1. Закон Дарси.............................................................................................115 6.2. Зависимость проницаемости от пористости.........................................117 6.3. Проницаемость по данным пластоиспытателя на каротажном кабеле .................................................................................. 123 6.4. Проницаемость по каротажу ядерно-магнитного резонанса .............. 128 6.5. Типы проницаемости ............................................................................ 129 6.6. Определение трещин............................................................................. 134 РАЗДЕЛ 7. ТВЕРДЫЕ ЧАСТИЦЫ И ГЛИНИСТЫЕ МАТЕРИАЛЫ .............................................................. 135 7.1. Битум...................................................................................................... 135 7.2. Соль........................................................................................................ 137 7.3. Пирит ..................................................................................................... 138 7.4. Глины и глинистые сланцы ................................................................... 140 7.5. Глинистые породы................................................................................. 148 РАЗДЕЛ 8. ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ.............. 158 8.1. Многосекционные пластоиспытатели.................................................. 158 8.2. Интерпретация данных давления ......................................................... 164 РАЗДЕЛ 9. ПАРАМЕТРЫ НАСЫЩЕНИИЯ .......................................... 167 9.1. Уравнение насыщения........................................................................... 167 9.2. Коэффициент удельного электрического сопротивления породы ...... 167 9.3. Прогноз удельного электрического сопротивления породы по пористости ............................................................................................... 169 9.4. Определение типов пород ..................................................................... 171 9.5. Автоматическая калибровка ................................................................. 178 РАЗДЕЛ 10. ПРОВЕДЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБСАЖЕННОМ СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ .......................................... 180 10.1. Скважинные приборы ......................................................................... 180 10.2. Нейтронный каротаж .......................................................................... 181 10.3. Влияние углеводородов....................................................................... 182 РАЗДЕЛ 11. ЯДЕРНО-МАГНИТНЫЙ РЕЗОНАНС.............................. 183 11.1. Физические принципы ядерно-магнитного резонанса ...................... 183 11.2. Ядерно-магнитные исследования ....................................................... 188 11.3. Время релаксации и петрофизические свойства................................ 190 11.4. Ядерно-магнитный резонанс: деления общего объема на доли........ 194 4 РАЗДЕЛ 12. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ ............................................................ 198 12.1. Основные определения ....................................................................... 198 12.2. Последовательность выполнения исследований ............................... 199 12.3. Эффективная мощность. ..................................................................... 200 12.4. Распознавание флюидов...................................................................... 202 12.5. Зонирование......................................................................................... 202 РАЗДЕЛ 13. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ......................... 204 13.1. Обоснование показателей экономической эффективности............... 204 13.2. Исходные данные и нормативная база для расчета экономических показателей проекта ..................................................................................... 205 13.3. Расчет экономических показателей проекта ...................................... 210 13.4. Экономическая оценка проекта .......................................................... 212 РАЗДЕЛ 14. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЯ ..................................... 213 14.2. Требования к энергетическим установкам......................................... 214 14.3. Требования к электроустановкам ....................................................... 215 14.4. Мероприятия по защите от статического электричества .................. 215 14.5. Мероприятия по молниезащите.......................................................... 216 14.6. Мероприятия по взрывозащите .......................................................... 216 14.7. Пожарная безопасность....................................................................... 217 14.8. Мероприятия по эвакуации обслуживающего персонала ................. 219 14.9. Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих, тушения возможных загораний ................................................................... 220 14.10. Экологические условия района строительства ................................ 221 14.11. Меры по ограничению воздействия на окружающую среду........... 221 ЗАКЛЮЧЕНИЕ .......................................................................................... 225 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ......................................................................... 226 5 ВВЕДЕНИЕ Настоящая работа посвящена рассмотрению особенностям освоения новых месторождений нефти и газа на примере Каспийского моря. Исследованы геологическое строение новых месторождений: стратиграфическое и тектоническое строение, нефтегазоносность и перспективы развития и т.д. Рассмотрены рациональные способы бурения и крепления скважин в морских акваториях, а также конструкции морских скважин на новых месторождениях, разновидности технических средств. Предлагается возможность использования экономических эффектов морских работ, а также возможность использования геологических проектов, отвечающих критерию максимального экономического эффекта от возможно более полного извлечения нефти и получения прибыли за счет дополнительной добычи при соблюдении требований экологии и охраны труда. Изложена методика исследования горных пород, методы отбора пород, подготовки и обработки керна, а также контроля глубины отбора образцов пород. Обоснованы методики исследования проницаемости и пористости горных пород. Исследованы твердые частицы и глинистые материалы, виды битуминозности, влияние солей на характеристику горных пород. Приведены результаты исследований пластового давления различными методами, даны параметры насыщения, удельные электрические сопротивления пород, определены типы горных пород. Рекомендованы промысловые исследования в обсажденном стволе скважин. Освещены исследования методом ядерного магнитного резонанса. Приведены технологии оценки запасов и методика экономической оценки работ. 6 РАЗДЕЛ 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ 1.1. Общие сведения о районе работ, месторождений, площади Полностью изолированное и на тысячи километров удаленное от Мирового океана, Каспийское море расположено во внутренних районах Евразии между 47°07′ и 36°33′ с.ш., 46°43′ и 54°50′ в.д. и лежит на 28 м ниже уровня океана (рис. 1.1). С севера и востока море окружено низменной равнинной полупустыней и возвышенной пустыней. С юга его окаймляет узкая прибрежная низменность, за которой параллельно берегу тянется хребет Эльбурс, а с запада к морю подступают хребты Большого Кавказа, южнее Апшеронского полуострова их сменяют Куринская и Ленкоранская низменности. По своему географическому положению, замкнутости и своеобразию вод Каспийское море относится к типу «море-озеро». Каспий обрамлен различными геоморфологическими типами берегов, которые хорошо согласуются с рельефом дна моря. Главная характерная особенность рельефа дна моря – обширное мелководье на севере и глубокие разделенные подводным порогом впадины в центре и на юге. Рис. 1.1. Вид Каспийского моря из космоса [5] Месторождение им. Юрия Корчагина – нефтегазоконденсатное месторождение в России. Расположено в северной части акватории Каспийского 7 моря, в 180 км от Астрахани и 240 км от Махачкалы (рис. 1.2). Северный Каспий является наиболее выровненной и самой мелководной частью Каспийского моря. Максимальная глубина – 26 м. Глубина моря на участке – 11–13 м. Рис. 1.2. Физико-географическая схема Северного и Среднего Каспия 8 Каспийское море преимущественно неспокойное. Частые ветры развивают волны, которые довольно быстро затухают после прекращения ветра. Преобладают неправильные волны, часто переходящие в толчею. Относительно спокойным море бывает с мая по июль, наиболее бурным – с ноября по март. В это время часто наблюдается волнение более 6 баллов. Штормовые ветры вызывают крупные волны. Каспийское море ежегодно замерзает только в мелководной северной части. Зимой в мелководном Северном Каспии температура воды почти одинакова от поверхности до дна и примерно равна –0,4…–0,6 °С, т.е. близка к температуре замерзания. В северных широтах температура сравнительно мало изменяется от поверхности до горизонтов 80–100 м, глубже которых она довольно резко понижается до дна. Начало льдообразования и границы распространения льдов определяются главным образом синоптическими процессами и в некоторой степени притоком тепла из средней части моря. При средних гидрометеорологических условиях образование льда начинается в крайних северо-восточных районах моря с середины ноября и распространяется от берега. К концу этого месяца лед покрывает прибрежную зону всего Северного Каспия, во второй декаде декабря льды появляются в его мористых районах, а во второй половине января вся северная часть оказывается покрытой льдом. В осенне-зимнее время в Северном Каспии наблюдаются припай и дрейфующие льды. Однако на протяжении этого сезона льды неустойчивы. При вторжениях теплого воздуха дрейфующий лед может частично таять, а в промежутке времени между датами первого появления льда и устойчивого льдообразования исчезать полностью. При затоках холодного воздуха идет усиленное льдообразование. Средняя многолетняя толщина льдов в Северном Каспии изменяется от 25–30 до 60 см, в суровые зимы в отдельных районах может достигать 130 см, а наслоенных льдов – 2–3 м. При среднемноголетних гидрометеорологических условиях со второй половины февраля начинается разрушение льда, в первую очередь, у западных берегов Среднего Каспия. Далее освобождаются ото льда открытые районы Северного Каспия и, наконец, его северо-восток. В конце марта – начале апреля море окончательно освобождается ото льда [9]. 9 1.2. История геологических и геофизических исследований Впервые широкомасштабные морские сейсмические исследования в акватории российского сектора Каспийского моря с 1996 г. начала проводить нефтяная компания «ЛУКОЙЛ». В этот период перспективы открытия крупных месторождений на акватории оценивались большинством российских ученых как отрицательные. Основанием для этого служило отсутствие крупных по запасам месторождений вдоль российского побережья Каспийского моря. Достигнутые результаты были бы невозможны без научного сопровождения процесса геологоразведочных работ. Поэтому в 1996 г. специалисты приступили к геологическому изучению бассейна Каспийского моря. По результатам выполненных исследований была сформирована первая концепция геологического строения акватории, построены карты, выявлены перспективные структуры, осуществлены оценка ресурсной базы и геолого-экономическая оценка направлений геологоразведочных работ. На первом этапе возникали проблемы со стратиграфической привязкой горизонтов: необходимо было определить, толщи пород, каков их возраст, литологический состав пород. В дальнейшем возникли проблемы с определением истории геологического развития региона: оценить, в какой последовательности происходили процессы осадконакопления, какие породы размывались в различные исторические эпохи, на каких глубинах они находятся в современном структурном плане и как в них происходят процессы нефтегазообразования [3]. В акватории Северного Каспия выявлены Карайская, Укатная, Жесткая, Осередок и ряд других структур. Комплексный анализ обширной информации по акватории и обрамляющей суше, проведенный с единых теоретических и методических позиций, предоставил основу, на которой были выработаны представления о тектонике региона. С 2004 г. проводились работы по изучению перспектив нефтегазоносности пермско-триасовых отложений. По результатам сейсмофациального анализа были выделены перспективные объекты, предположительно связанные с рифами в отложениях нефтекумской свиты. По результатам сейсморазведки МОГТ-3D, выполненной на месторождениях Хвалынское, им. Ю. Корчагина, 170 км, Ракушечное, им. В. Филановского, Сарматское и Центральное, лабораторией геологического моделирования подготовлены трехмерные цифровые модели месторождений, которые использованы для подсчета запасов. Помимо традиционных структурных задач по материалам сейсморазведки произвели прогноз литолого-фациальных особенностей разреза, а также фильтрационно-емкостных свойств потенциально продуктивных горизонтов. Это новые направления в сейсмических исследованиях, основанные на использовании современных технологий и программных средств [6]. 10 1.3. Стратиграфия Уникальное разнообразие геологического строения не столь уж большого участка земной коры, покрытого акваторией одного внутреннего водоема, наглядно иллюстрируется геологическими результатами поисковоразведочных скважин, пробуренных за несколько последних лет в акватории Каспия (табл. 1.1). Таблица 1.1 Характеристика крупных зон нефтегазонакопления (установленных и прогнозируемых) [3] Возраст основных Ожидаемые размеры Фазовое соотношение продуктивных месторождений, Структура УВ горизонтов их число Нефть и газ с преоблаСеверо-Каспийская Средний карбон 1–2 крупных данием газовой фазы с примесью Н2S и СО2 Нефть и газ (бессерниЗона поднятий 1 крупное, стый) с преобладанием Юра, мел Курмангазы 1–2 средних жидкой фазы РакушечноНефть и газ с преоблаЮра, мел, палеоген 3–4 средних Широтная данием нефти 1 крупное, Газ и нефть с преоблаХвалынская Юра, мел, палеоген 2–3 средних данием газовой фазы ЦентральноНефть и газ в равных Триас, юра 2 крупных Самурская соотношениях 1–2 крупных, Нефть и газ с преобла2–3 средних Тюленевская Юра, мел данием жидкой фазы и мелких 1. Неогеновая система Акчагыльский ярус выделен по каротажу и шламу в интервале глубин 398–515 м, сложен глинами серыми, темно-серыми, зеленовато-серыми, карбонатными, пластичными, быстро размокающими в воде, с включениями раковин и детрита остракод, редко – фораминифер, с редкими прослоями алевролита глинистого и песчаника рыхлого. 2. Четвертичная система Апшеронский ярус залегает до глубины 398 м и сложен глинами светло-серыми, голубовато-серыми, карбонатными, пластичными, местами сланцеватыми, алевритистыми (рис. 1.3) [8; 9]. 11 Система Отдел Ярус Четвертичная Апшеронский Неогеновая Акчагыльский Олигоцен Палеогеновая Глубина, м Гаммакаротаж, 0_____150 Глины карбонатные, местами сланцеватые, алевритистые, мягкие с прослоями песчаника рыхлого, мелкозернистого, переходящего в песок Глины серые, карбонатные, пластичные включения раковин, детрита Нижний майкоп Глины алевритистые, мягкие, пластичные Палеоцен и эоцен Верхний Литологическое описание Глинистые мергели известняки, Маастрихтский Кампанский Известняки трещиноватые, местами рыхлые Известняки, мергели Туронконьякский Известняки Сеноманский Глины и алевровиты Альбский Глины алевритистые Меловая Нижний Алевролиты с прослоями аргиллитов. Газоконденсатные залежи 1170–1181 м и ниже 1200 м Верх – глины, ниже – песчаник с прослойками глин, продуктивен Аптский Неокомский надъярус Верхний Юрская Средний Оксфордский Известняки, мергели Келловейский Алевролиты, глины Алевролиты, глины Байосский Рис. 1.3. Разрез месторождения [2] 12 песчаники, Индекс стратиграфического подразделения На основании данных сейсмики, ГИС, керна и шлама поисковоразведочных скважин, разрез осадочных отложений стратифицирован от триасовой до четвертичной системы. Выявлены закономерности распространения тех или иных осадочных комплексов в пределах исследуемого района работ. Литолого-стратиграфическая характеристика исследуемого района дается по месторождению им. Ю. Корчагина (табл. 1.2). Q1 P3 P3+1 Таблица 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза [3] Интервалы по вертикали Стандарное описание горной Горная порода (по стволу), породы, с полным названием, м характерные признаки (текстура, структура, от до Краткое % в инминеральный состав и т.д.) (верх) (низ) название тервале 453 457 557 568 720 749 557 568 720 749 Пески 60 Алевриты 25 Глины 10 Известняки гравий 5 Глины 90 Алевролиты 10 Известняки 60 Мергели 25 Глины 15 800 841 13 Переслаивание песков, алевритов и глин, с редкими пластами известняков и гравия. Пески серые, серовато-бурые, разнозернистые, полимиктовые с большим содержанием раковинного детрита. Алевриты серые, крупнозернистые, полимиктовые, местами карбонатизированные. Глины темносерые, буровато-серые, серые, известковистые. Известняки серые, беловато-серые, детритовые, органогенно-обломочные, слабоглинистые Глины серые до темно-серых, буровато-серые, слабоалевритистые, местами тонкослойчатые и известковистые, пластичные, вязкие. Алевролиты серые, мелко- и среднезернистые Чередование известняков и мергелей с пропластками глин. Известняки белые, светлосерые, бежевые, мелоподобные, скрытозернистые, плотные. Мергели серые до светлосерых, мелоподобные, плотные. Глины темно-серые, известковистые, уплотненные Известняки К2 К1 800 841 1290 1402 65 Мел 20 Мергели 10 Глины песчаники алевролиты 5 Глины 65 Алевролиты 25 Песчаники 10 1290 1402 1420 1572 Нижняя часть разреза ~20 м (датируемая как сеноманский ярус) представлена пачкой алеврито-глинистых пород с пластами базального песчаника в подошве яруса. Известняки белые, серые, светло-серые, в основном мелоподобные. Мел белый писчий. Мергели серые, пятнистые плотные. Глины серые, алевролиты до темносерых, известковистые, алевритистые и алевритовые, уплотненные Интервал сложен переслаиванием глин, алевролитов, песчаников. В основании яруса залегает пласт песчаника. Глины темно-серые до черных, алевритистые и алевритовые, неяснослоистые, с включениями раковинного детрита, пиритизированные, плотные. Алевролиты серые, глинистые и известковистые, плотные и слабопористые. Песчаники серые, темно-серые, слабосцементированные, содержащие небольшое количество грубообломочного материала и органогенных остатков 1.4. Тектоническое строение Анализ многочисленных материалов морских геофизических исследований, в большинстве случаев гравиметрических, показал, что для фундамента акватории Северного Каспия характерна блоковая тектоника с наличием субширотных и поперечных глубинных разломов (рис. 1.4). Наиболее сложным строением характеризуется южная часть рассматриваемой акватории. По материалам аэромагнитных [4] и морских геоморфологических [2] исследований, в пределах Северного Каспия выделяется ряд крупных разломов, преимущественно северо-восточной и северозападной ориентировок, секущих разновозрастные блоки земной коры, что свидетельствует о наиболее высокой неотектонической активности разломов диагонального простирания. По результатам геофизических исследований здесь выявлено большое число локальных поднятий, абсолютное большинство которых, вероятно в силу неотектонической активности, имеет геоморфологическую выраженность [З]. 14 Рис. 1.4. Зоны глубинных разломов, установленные геолого-геофизическими методами [3]: 1 – I–II порядка, 2 – III порядка; 3 – нефтегазовые месторождения; локальные поднятия: 4 – установленные геофизическими методами? прогнозируемые по геоморфологическим данным (5 – прошлых лет (по Л.И. Лебедеву [3]), 6 – настоящих исследований); 7 – следы древних русел рек; 8 – бровка (перегиб) шельфа; 9 – подножие склона; 10 – абразионные уступы; 11 – ось современного наибольшего прогибания; 12 – абразионный шельф; месторождения и локальные поднятия: 1 – Северо-Тюленевское, 2 – Восточно-Тюленевское, 3 – Банка Сигнал, 4 – Тюленевское, 5 – Бахтемировское, 6 – Каспийское, 7 – Морское, 8 – Астраханский рейд, 9 – Жемчужное, 10 – Ракушечное, 11 – Северо-Кулалинское, 12 – СевероБузачинское, 13 – Западно-Бузачинское, 14 – Северо-Каспийское, 15 – ЮжноЭмбинское, 16 – Зюдевское, 17 – Полдневское, 18 – Промысловское, 19 – Ачи-су, 20 – Инчхе-море, 21 – Западно-Кулалинское, 22 – Западно-Тюленевское, 23 – Кочанское, 24 – Жигалган-море, 25 – Аташское, 26 – Баутинское, 27 – Кусайникское, 28 – ЮжноКараганское, 29 – Аралда-море, 30 – Сауринское, 31 – Средне-Каспийское 15 В результате изучения новейшей и современной геодинамики Каспийской впадины установлено, что в целом эта территория в новейший период геологического развития, особенно на последних его стадиях, включая современное время, испытала исключительно высокую тектоническую активность. При этом тектоническая активность, выраженная в вертикальных и горизонтальных подвижках земной коры по линиям глубинных разломов различного ранга, характеризуется ярко выраженной зональностью в меридиональном направлении. Так, по степени геодинамической активности Каспийская впадина четко подразделяется на Южный, Средний и Северный Каспий. Акватория Северного Каспия резко отличается меньшей степенью неотектонической активности, что находит отражение в значительно меньшей интенсивности сейсмопроявлений и величине деформации поверхности бортов Каспийской впадины. Большинство подводных долин развито на месте молодых грабенов [2; 3], прослеживаемых и на побережье. Особенно ярко это наблюдается в пределах Терско-Сулакской впадины. Динамика современного развития здесь наземной речной сети свидетельствует о современном мигрировании Терско-Каспийского прогиба в юго-восточном направлении, что находит отражение, прежде всего, в динамике рельефоформирующих процессов. Так, на протяжении текущего столетия происходило неоднократное смещение основных водотоков бассейна р. Терек (Старый Терек, Новый Терек, Аликазган) в юго-восточном направлении. В современном рельефе дна Северо-Западного Каспия отмечается довольно разветвленная система подводных долин, которые также направлены на юг и юго-восток [2]. 1.5. Нефтегазоносность В 1999 г. было начато разведочное бурение с помощью самоподъемной полупогружной буровой установки (СПБУ) «Астра» в Каспийском море. В 2000 г. было открыто месторождение Ю. Корчагина. Бурением вскрыт разрез мезозойско-кайнозойских карбонатно-терригенных пород максимальной толщиной 1730 м, который представлен образованиями триасовой, юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем. На месторождении выявлены четыре залежи: газоконденсатнонефтяные в келловейском (верхняя юра) и аптском ярусах, газонефтяная в неокомском надъярусе и газоконденсатная в альбском ярусе нижнемеловых отложений. Все залежи пластового типа, узкие и протяженные с запада на восток. Исключение составляет келловейская и вышезалегающие мелкие залежи в нижнемеловых отложениях, выявленные в восточной части месторождения в небольшом по размерам тектоническом блоке. Проведенный комплекс геохимических исследований УВ (насыщенного и ароматического строения) в значительной мере (даже при минимуме или отрывочной информации) обеспечивает доказательную базу для всех 16 звеньев цепи юрско-меловой генерационно-аккумуляционной системы установленных и прогнозируемых залежей УВ Среднего и Северного Каспия. Используемые для этой цели результаты интерпретации геологогеохимических показателей ОВ и УВ, получены в скважинах Широтная (1 и 2) и сопредельных площадей. Наблюдающиеся закономерности в углеводородных составах экстрактов пород и флюидов, а также их степень преобразованности, по которым можно судить о наличии или отсутствии генетической связи между ними, в свою очередь, позволяют трассировать пути миграции и характер перераспределения УВ в зоне аккумуляции [3]. В процессе проведения исследовательских работ отобрана одна глубинная проба нефти при испытании неокомских отложений в скважине 2-ой Широтной. Пластовые свойства нефти волжского яруса месторождения им. Ю. Корчагина изучались по одной рекомбинированной пробе из данной залежи, отобранной в скважине 1-ой Широтной. Глубинная проба нефти исследовалась в соответствии с ОСТ 39-112-80. Свойства нефти неокомского надъяруса в пластовых условиях, изученные по глубинной пробе, приведены в таблице 1.3, физико-химическая характеристика дегазированной нефти – в таблице 1.4. Компонентный состав растворенного в нефти газа, разгазированной и пластовой нефти неокомского надъяруса представлен в таблице 1.5 [9]. Таблица 1.3 Свойства пластовой нефти неокомского надъяруса месторождения им. Ю. Корчагина [9] Численные значения Параметр Диапазон Принятые значений значения Пластовое давление, МПа 16,61 Пластовая температура, С 80,0 Давление насыщения, МПа 12,1 Газосодержание, м3/т 104,3 Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1 = 10,1 МПа, t1 = 80 °C; 13,8 Р2=8,6 МПа, t2 = 80 °C 9,8 Объемный коэффициент нефти в пластовых условиях: 1,294 при однократном (стандартном) разгазировании; 1,258 при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании Плотность в условиях пласта, кг/м3 709,0 Вязкость в условиях пласта, м·Па·с 0,72 16,4 Коэффициент объемной упругости 1/МПа 10 4 Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °C: 1,096 при однократном (стандартном) разгазировании; 1,012 при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 °C: 810,0 при однократном (стандартном) разгазировании; 807,0 при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании 17 Таблица 1.4 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти неокомского надъяруса месторождения им. Ю. Корчагина [9] Число исследований Среднее Диапазон Параметр значезначений Скважин Проб ний Плотность при 20 °C, кг/м3 1 4 807,0–810,0 809,0 Вязкость, МПа·с: 1 4 5,8–6,4 6,2 при 20 °C; 1 4 1,7–2,0 1,9 при 50 °C Молярная масса, г/моль 1 4 186 186 Температура застывания, °C 1 4 2–6 5 Массовое содержание, %: 1 4 0,07–0,09 0,08 серы; 1 4 1,0–1,3 1,18 смол силикагелевых; 1 4 0,09–0,12 0,11 асфальтенов; 1 4 8,90–9,07 8,98 парафинов; 1 4 – отс. воды; 1 4 – отс. механических примесей Температура плавления парафина, °C 1 4 51–52 52 Температура начала кипения, °C 1 4 50–52 51 Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), %: 1 4 13–15 14 до 100 °C; 1 4 27–28 28 до 150 °C; 1 4 39–40 38 до 200 °C; 1 4 50–51 50 до 250 °C; 1 4 60–62 61 до 300 °C; 1 4 70–73 71 до 350 °C Шифр технологической классифика1.1.2.2.3 ции (по ГОСТ) Таблица 1.5 Компонентный состав нефтяного газа, дезгазированной и пластовой нефти неокомского надъяруса месторождения им. Ю. Корчагина [9] Неоком При однократном При дифференциальном ПластоПараметр разгазировании пластовой разгазировании плстовой нефти вая нефтив стандартных условиях в рабочих условиях нефть Выделившийся газ Нефть Выделившийся газ Нефть Молярная концентрация компонентов, %: 0 0 0 – 0 сероводород двуокись угле0,33 0 0,39 – 0,15 рода 1,58 0 0,71 – 0,74 азот 0 0 – – 0 гелий водород – – – – – 18 метан этан пропан изобутан н-бутан изопентан н-пентан изогексан н-гексан остаток С7+высшие Молекулярная масса Плотность: газа, кг/м3 газа относительная (по воздуху), доли ед. нефти, кг/м3 68,08 10,87 8,71 1,82 4,55 1,29 1,51 0,47 0,42 Сл. 0,15 0,56 0,54 2,04 1,56 1,89 2,22 3,77 72,36 11,57 7,97 1,45 3,24 0,75 0,88 0,25 0,22 – – – – – – – – – 32,1 5,24 4,41 1,14 2,22 1,43 2,24 1,39 2,19 0,41 86,29 0,23 – 45,77 25,8 186,5 – – 110,7 1,061 – 0,989 – 110,7 0,893 – 0,820 – – – 811 – – 710 Состав и свойства поступающих в пределы месторождения нефтяных и газоконденсатных УВ указывает на то, что они образовались в жестких термобарических условиях. Запасы месторождения им. Ю. Корчагина оцениваются в 570 млн барр. н.э. Максимальный уровень добычи нефти и газового конденсата составляет 2,3 млн т в год и 1,2 млрд м3 газа в год. На месторождении В. Филановского, по данным ГИС и испытания, этаж газоносности альбских отложений в скважине 1Р составляет 58 м, вся газоносная толща условно разделена на две пачки I и II, геологические суммарные запасы газа в которых составили 96 млрд мЗ, конденсата 2 млн т. Аптская газоконденсатная залежь по запасам втрое меньше альбской (запасы газа составляют 27 млрд мЗ, конденсата 719 тыс. т). В целом геологические запасы газа по Ракушечному месторождению составляют 123 млрд мЗ, конденсата 3 млн т [9]. 1.6. Гидрогеологические и термобарические условия месторождения Распространение залежей нефти и газа в недрах контролируется комплексом переменных геологических параметров: литологических, тектонических, геохимических, гидрогеологических и др. Сочетанием этих параметров определяются масштабы нефтегазообразования, соотношение различных форм миграции УВ, аккумуляция нефти и газа и размещение нефтяных и газовых месторождений. Подземные воды, являясь преобладающей составной частью единой флюидальной системы земной коры, наиболее чутко реагируют на изменение геологических условий, отражая, с одной стороны, воздействие скоплений УВ и влияя, с другой – на формирование и размещение залежей нефти и газа. 19 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Абубакиров В. Ф. Буровое оборудование : справочник / В. Ф. Абубакиров, Ю. Г. Буримов, А. Н. Гноевых, А. О. Межлумов, В. Ю. Близнюков. – Москва : Недра, 2003. – 494 с. 2. Агаев В. Б. Каспий: происхождение, геодинамика и стратиграфия / В. Б. Агаев, Г. М. Гусейнов, Ш. Р. Баламедов, Э. Ф. Амиров // Вестник Бакинского университета. Сер. «Естественные науки». – 2006. – № 1. 3. Акулышин А. Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин / А. Н. Акулышин и др. – Москва : Недра, 1989. – 480 с. 4. Андреев В. В. Справочник по добыче нефти / В. В. Андреев, К. Р. Уразаков, В. У. Далимов и др. – Москва : Недра-Бизнесцентр, 2000. – 374 с. 5. Андриасов Р. С. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров : под общ. ред. Ш. К. Гиматудинова. – Москва : Недра, 1983. – 455 с. 6. Бойко В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений / В. С. Бойко. – Москва : Недра, 1990. – 427 с. 7. Гиматудинов Ш. К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождении / Ш. К. Гиматудинов, И. И. Дунюшкин, В. М. Зайцев, Ю. П. Коротаев, Е. В. Левыкин, В. А. Сахаров. – Москвая : Недра, 1988. 8. Глумов И. Ф. Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря / И. Ф. Глумов, Я. П. Маловицкий, А. А. Новиков, Б. В. Сенин. Москва : Недра, 2004. 9. Гришин М. М. Гидротехнические сооружения / М. М. Гришин, С. М. Слисский, А. И. Антипов. – Москва : Высшая школа, 1985. 10. Джафаров И. С. Шельф, его изучение и значение для поисков и разведки скоплений нефти и газа / И. С. Джафаров, В. Ю. Керимов, Г. Я. Шилов. – Санкт-Петербург : Недра, 2006. 11. Джоши С. Д. Основы технологии горизонтальной скважины / С. Д. Джоши ; пер. с англ. В. Ф. Будникова, Е. Ю. Проселкова, Ю. М. Проселкова. – Краснодар : Советская Кубань, 2003. – 155 с. 12. Донцов К. М. Разработка нефтяных месторождений / К. М. Донцов. – Москва : Недра, 1977. – 261 с. 13. Ермаков А. И. Технические и технологические решения разработки месторождений на шельфе / А. И. Ермаков, У. Гудместад, Р. Якобсен и др. // Газовая промышленность. – 1997. – № 11. – С. 68–69 ; 1998. – № 1. – С. 68–69. 14. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений / Ю. П. Желтов. – Москва : Недра, 1986. – 332 с. 226 15. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений (РД 34.21.122-87) / ГНИЭИ им. Кржижановского. – Режим доступа: http://www.docload.ru/Basesdoc/2/2794/index.htm, свободный. – Заглавие с экрана. – Яз. рус. 16. Керимов В. Ю. Тектоника Северного Каспия и перспективы нефтегазоносности / В. Ю. Керимов, Б. М. Авербух, В. С. Мильничук // Советская геология. – 1990. – № 7.– С. 23–30. 17. Коршак А. А. Основы нефтегазового дела / А. А. Коршак, А. М. Шаммазов. – Уфа : ДизайнПолиграфСервис, 2002. – 544 с. 18. Кустышев А. В. Особенности эксплуатации шельфовых месторождений / А. В. Кустышев. – Тюмень, 2005. 19. Мандрик И. Э. Совершенствование технологии освоения и разработки месторождения им. Ю. Корчагина с трудноизвлекаемыми запасами нефти / И. Э. Мандрик, В. З. Минликаев, В. Ф. Сомов, С. В. Делия, Н. Н. Перминова, Т. М. Крист // Нефтяное хозяйство – 2008. – № 8. 20. Марабаев Ж. К. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Северного и Среднего Каспия / Ж. К. Марабаев, Г. Ж. Жолтаев, С. А. Утегалиев и др.. – Астана : АО «Разведка Добыча КазМунайГаз», 2005. – 194 с. 21. Мирзоев Д. А. Нефтегазопромысловые ледостойкие сооружения мелководного шельфа / Д. А. Мирзоев. – Москва : Изд-во ВНИИОЭНГа, 1992. 22. Миронов М. Е. Морские гидротехнические сооружения / М. Е. Миронов. – Санкт-Петербург, 2001. 23. Мовсумзаде Э. М. Морская нефть / Э. М. Мовсумзаде. – Москва, 2005. 24. Молчанов Г. В. Машины и оборудование для добычи нефти и газа / Г. В. Молчанов, А. Г. Молчанов. – Москва : Недра, 1984. 25. Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции скважин / Э. М. Мовсум-заде, Б. Н. Мастобаев, Ю. Б. Мастобаев, М. Э. Мовсум-заде ; под ред. А. М. Шаммазова. – Санкт-Петербург : Недра, 2006. – 192 с. 26. Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин / В. М. Муравьев – Москва : Недра, 1973. – 384 с. 27. Никитин Б. А. Перспективы поисков новых месторождений на шельфе российских морей / Б. А. Никитин, В. С. Вовк, А. Я. Мандель и др. // Газовая промышленность. – 2002. – № 2. – С. 35–40. 28. Новиков А. А. Каспийский проект. Промежуточные итоги / А. А. Новиков // Недропользование XXI век. – 2007. – № 1. 29. Носков Б. Д. Сооружения континентального шельфа / Б. Д. Носков. – Москва : Изд-во МИСИ, 1995. 227 30. Олейник В. А. Указания по проектированию морских сооружений и строительству искусственных грунтовых островов / В. А. Олейник. – Москва, 2005. 31. Омаков Г. В. Морские гидротехнические сооружения на континентальном шельфе / Г. В. Омаков, К. Н. Шхинек, В. А. Смелов. – Ленинград : Судостроение, 1989. 32. Осадчий А. Большая нефть Каспия / А. Осадчий // Наука и жизнь. – 2002. – № 12. 33. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности : [Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.03 № 56] // Российской газета. – 21.06.03. – № 120/1 (3234/1). 34. Правила эксплуатации электроустановок потребителей : [Утверждены Главгосэнергонадзором России 31.03.92 г.] // Охрана труда в России. – Режим доступа: http://ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_ normativ/2/2786/index.php, свободный. – Заглавие с экрана. – Яз. рус. 35. Развитие автоматизации и совершенствование систем управления фонтанными арматурами нефтяных и газовых скважин в современных условиях // Нефтегаз. – 2008. – Вып 1, май. – Режим доступа: http://neftegazint.ru/node/177, свободный. – Заглавие с экрана. – Яз. рус. 36. Середа Н. Г. Спутник нефтяника и газовика / Н. Г. Середа, В. А. Сахаров, А. Н. Тимашев. – Москва : Недра, 1986. – 325 с. 37. Сулейманов А. Б. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений / А. Б. Сулейманов, Р. П. Кулиев, Э. И. Саркисов. – Москва : Недра, 1986. 38. Тер-Саркисов Р. М. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов / Р. М. Тер-Саркисов. – Москва : НедраБизнесцентр, 2005. 39. Щуров В. И. Техника и технология добычи нефти / В. И. Щуров. – Москва : Недра, 1983. – 510 с. 228
