Месторождение Амангельды

 

Содержание

Введение           3

1.Орогидрография         4

2. Геолого - геофизическая характеристика района    6

3. Стратиграфия          12

3.1. Коллекторские свойства продуктивных толщ, газонасыщенность

4. Тектоника          19

5. Характеристика нефтегазоносных залежей     21

5.1. Качество газа

5.2. Степень разведанности  месторождения

Заключение          23

Список использованной литературы      24

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Месторождение Амангельды находится в пределах Мойынкумского  района Жамбылской области республики Казахстан в 170 км  к северу от города Жамбыл. Географически оно расположено в юго-западной части песков Мойынкум, которые в рассматриваемом районе занимают междуречье Шу и Таласа, с юго - запада к ним примыкает предгорная равнина Малого Каратау, являющегося ветвью Большого Каратау.

Запасы газа всех залежей (в том числе азота и гелия  в пермской залежи) в 1981 году утверждены в ГКЗ СССР. После утверждения  в ГКЗ СССР пробурены и испытаны скважины 17 и 18 Амангельды. С 1982 года по настоящее время месторождение Амангельды находится в эксплуатации (рисунок 1.1).

С учетом выявленных запасов, месторождение Амангельды имеет  перспективы роста объемов газодобычи в последующие 20 лет до  0.7 - 1.0 млрд куб. м в год. Первый факел голубого топлива на месторождении вспыхнул 14 декабря 2001 года.

Запасы Амангельдинской  группы месторождений оцениваются  в 25 млрд куб. м газа.

Интерпретация диаграмм приведенная в данном проекте  проведена только в терригенных  отложениях, несмотря на то, что на данной площади выявлены и карбонатные отложения.

Поисково детальной сейсморазведкой  в конце 60-х годов выявлена структура Айракты, а в последующие годы структуры Жаркум, Амангельды, Малдыбай, Анабай, Кашкинбай, введенные в глубокое поисковое бурение. В результате работ в 1971 году выявлено месторождение газа Айракты, в 1973 промышленный приток газа получен на структуре Жаркум.

Структура Амангельды выявлена в 1969 - 1970 годах и изучена сейсморазведкой МОВ в 1972 - 1974  годах. Месторождение открыто в 1975 году, получен промышленный приток углеводородного газа при испытании в открытом стволе из отложений нижнего визе. В период 1976 - 1982 годах Южно Казахстанской нефтеразведочной экспедицией произведено глубокое поиково - разведочное бурение для подсчета запасов углеводородного газа и подготовке месторождения к разработке. Залежь  углеводородного - азотного газа с промышленным содержанием  гелия изучена и разведана бурением структурно - поисковых скважин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Орогидрография

Источниками водоснабжения  непосредственно на площади месторождения являются колодцы и артезианские скважины, уровень воды в которых находится на глубине 10 - 20 м от устья.

В 70-е годы региональные геофизические работы отдельными профилями  МОГТ сопровождались бурением профильных структурных скважин, установивших площадь развития и со cпенозной толщи перми - регионального газоупора.

Для всех продуктивных горизонтов месторождения Амангельды характерно развитие коллекторов в пределах газоносных полей и их выклинивание в зоне ГВК за счет вторичного цементирования порового пространства гранулярных пород с потерей ими проницаемости.

В связи с этим изучение гидрохимического состава пластовых вод и определение гидростатических напоров непосредственно газоносных горизонтов становится затруднительным и практически невозможным. На месторождении Амангельды минеральный состав и величина минерализации пластовых вод продуктивных горизонтов уверенно оценены по результатам изучения пластовых вод водоносных горизонтов, приуроченных  к отложениям подстилающим и разделяющим продуктивные толщи.

Неогеновый водоносный горизонт приурочен к слоям сцементированных песчаников в слоях неогена (мощность до 15 м) подстилающая глинами олигоцена, и  перекрыт суглинками верхней части неогена. Он развит непосредственно и установлен на месторождении Амангельды.

Верхнепермский водоносный горизонт представлен песчаниками  в основании надсоленосной толщи верхней перми и перекрыт аргиллитами этой же толщи.

Средневерхнекаменоугольный-нижнепермский  водоносный горизонт приурочен к слоям пористых песчаников среднего и верхнего карбона, а также к трещиноватым породам нижней перми. Он перекрывается соленосной толщей нижней перми и подстилается толщей аргиллитов, мергелей с прослоями известняка и ангидрита Башкирского и верхней части Серпуховского ярусов.

Нижний каменноугольный  водоносный комплекс повсеместно характеризуется хлоридно - натриевым типом вод по классификации А.В. Сулина.

Средневизейский водоносный горизонт представлен прослоями  мелкообломочных, пористых и трещиноватых известняков в средней части глинисто- карбонатной толщи визейского яруса. Коллекторы локализованы в западной части Мойынкумской впадины (на площади Жаркум, Амангельды и Анабай), в том числе, на структуре Анабай содержат залежи газа, а на месторождении Амангельды являются водоносными. Пластовые воды изучены на месторождении Амангельды в скважинах 1 и 2. Пластовые воды этого горизонта насыщены растворимым углеводородным газом.

Нижневизейский горизонт представлен прослоями песчаников, перекрыт пачкой переслаивающихся аргиллитов, ангидритов и известняков и содержит залежи газа на месторождении Амангельды, Айракты, Жаркум, Модыбай и Анабай. Пористые песчаники на площади месторождений, в пределах Мойынкумской впадины и смежных с ней районов развиты локально, замещены в зоне ГВК непроницаемыми породами, в связи с чем в законтурных скважинах притоки пластовой воды не получены или настолько незначительны, что  испытания на приток оказались невозможными.

Значительный приток на месторождении  Амангельды из нижневизейского продуктивного горизонта получен в скважине 9, дебитом 5.2 м³/сут. Пластовая вода нижневизейского горизонта по результатам анализов воды в скважине 9 имеет минерализацию 242 г/л. По классификации В.А. Сулина представляет собой расколы хлоридно - кальциевого типа.

Водонасыщенная линза  пористых песчаников вскрыта скважиной 6 у северо-западной крыльевой части структуры. Пласт вскрыт ниже отметки ГВК этих залежей и дал приток пластовой воды, имеющей при таком же солевом составе значительно более высокую величину минерализации 317 г/л, по сравнению с минерализацией подстилающего водоносного горизонта турне и перекрывающего в верхней части нижнего визе.

Разрез среднего-верхнего палеозоя расчленяется на преимущественно лагунно-морские отложения фамена-нижнего карбона и внутриконтинентальные  среднего верхнего карбона перми, которые представляют два водоносных комплекса, отличающихся гидрохимическим составом пластовых вод. По результатам  ранее проводившихся исследований выделяют следующие водоносные горизонты:

- водоносный горизонт среднеэоценовых отложений;

- неогеновый водоносный  горизонт;

- средневерхнекаменноугольный  -нижнепермский водоносный горизонт;

- верхнепермский водоносный  горизонт;

- средневизейский водоносный  горизонт;

- нижневизейский водоносный  горизонт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Геолого - геофизическая характеристика района

Мойынкумская впадина, как структура первого порядка  Шу  Сарыскумской депрессии  занимает обширную территорию на ее юго-востоке. В строении впадины по литолого-фациальным и структурным особенностям участвуют три резко отличных друг от друга структурных этажа: нижний –

 

 

 

 

 

Рисунок 1.1 -  Обзорная карта района работ

 

 

 

 

 

 

складчатый фундамент, средний - квазиплатформенный  чехол. В строении фундамента участвуют метаморфические интрузивные и осадочно - вулканогенные образования до палеозоя и нижнего палеозоя (рисунок 1.2).

Верхняя газоносная часть  разреза представлена переслаиванием серых мелко-, средне- и крупно зернистых аркозовых и полимиктовых песчаников на глинисто - карбонатным цементе порово - пленочного и базальтового типов и темно-серых, черных, углистых  плосчатоосколочных аргиллитов с обилием обуглившегося растительного детрита, особенно по плоскостям напластования. Для верхней части разреза характерны прослои известняка и доломита. Известняки темно серые, пелитоморфные, местами доломитизированные, с редкими следами мелкой морской чешуи. Общая мощность подъяруса в пределах месторождения колеблется от 70 до 85м.

Средневерхневизейский подъярус  представлен, в основном, карбонатными отложениями – известняками, доломитами и мергелями с прослоями черных аргиллитов и серых алевролитов, преобладающих в верхней части разреза.  Известняки органогенные, реже мелкокристаллические массивные с частыми текстолитовыми швами, прослоями (0 - 8 м)  более плотных, белых микрокристаллических ангидритов. В основании разреза имеется пласт ангидрита мощностью 5 - 12 м, представляющий верхний газоупор газовой залежи нижневизейского возраста. В средней части разреза отмечается 4 пласта  доломитовых и известковых песчаников, содержащие пластовые воды.

Общая мощность средневерхневизейского подъяруса изменяется от 240м до 320м. С ангидритами и известняками в основании связан отражающий горизонт.

Серпуховский ярус (С₁s) сложен, преимущественно, известняками и доломитами в нижней части, сульфатизированными аргиллитами и редко алевролитами в верхней части. Известняки серые, темно серые до черного, плотные, очень крепкие, органогенные, местами трещиноватые, трещины субвертикальные, с включением ангидритов в виде гнезд. Аргиллиты черного цвета, плотные, тонкослоистые с включением фауны, в нижней части известняков в скважинах № 1, 4, 6 и 11 установлен горизонт газоносных коллекторов, мощность толщи 130 - 150 м, в кровле известняков яруса прослеживается отражающий горизонт III_к.

Средневерхний карбон (С₂₊₃). Толщина всех подразделений нижнего карбона увеличивается к северо-востоку от структуры Амангельды (на площадях структур Анабай, Саякпай, Молдыбай) и сокращается к юго-западу в направлении к Коскудук - Норбайcкому валу. Выше толщина представлена красноцветными породами - равномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Обломки пород представлены эффузивными породами нижнего- среднего девона c очень низкой степенью сортировки, в кровле прослеживается отражающий горизонт.

Верхний девон - (фаменский  ярус) - Д₃fm. Отложения верхнего девона вскрыты на полную мощность только в скважине №1 и представлены крас-

 

 

 

 

Рисунок 1.2 - Мойынкумская впадина

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ноцветными терригенными породами: песчаниками и гравелитами с маломощными прослоями (5 - 6 см) аргиллитов c плохой сортировкой материала, толщина 214 метров.

Нижний карбон - С_1.

Турнейский ярус (С₁t)    залегает в отложениях верхнего девона со стратиграфическим несогласием через базальную пачку гравелитов и песчаников с включением хорошо окатанной гальки, нижняя часть разреза представлена пестроцветными песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Керновым материалом разрез изучен на соседней структуре Айракты. В средней части разреза в подчиненном количестве присутствуют прослои алевролитов и залегает один пласт мощностью 18 м миндалекаменных сопессартитов, верхняя часть разреза представлена темно-серыми и пестроцветными аргиллитами с прослоями мелко-, тонко- и среднезернистых полимиктовых песчаников на кремнистом и глинистом цементе. В тонкослоистых аргиллитах встречаются  обуглившиеся растительные остатки. Мощность турнейского яруса составляет 321 м.

Визейский ярус (С₁V) вскрыт всеми глубокими скважинами и представлен тремя подьярусами - нижневизейским, средневизейским и верхневизейским. Границы ярусов условные, фаунистические четко неохарактеризованы.

Однако нижневизейский подъярус литологически отличается от вышележащих и на каротажных диаграммах отбивается по подошве ангидритов среднего визе. Средний и верхневизейский подъярусы ни литологически,  ни по другим признакам четко не расчленяются, поэтому их описание, как и стратификация приводится объединено.

Нижневизейский подъярус (рисунок 1.3) представлен терригенными отложениями серой и темно-серой окраски, основание подъяруса сложено темно-серыми аргиллитами,  глинистыми песчаниками со слоями и линзами углей, с обилием обуглившегося растительного детрита по плоскостям напластования и гнездами мелкокристаллического пирита. Общая их мощность равна 50 - 52 м. Аргиллиты в нижней части являются газоупором снизу для газовой залежи, находящейся в верхней части подъяруса.

Средний структурный  этаж по отношению к нижнему является наложенным, в значительной мере, переработан в результате позднее- палеозойских глыбово-блоковых подвижек фундамента. Он сложен терригенными, галогенными и карбонатными образованиями девона, карбона и перми. От подстилающих пород фундамента отложения отличаются менее выраженной уплотненностью и залегает на них с размывом и стратиграфическим несогласием. С вышележащими, типично платформенными отложениями они контактируют с угловым несогласием и значительным стратиграфическим перерывом.