Каменноугольная система(C)
Представлена тремя отделами.
Нижний отдел состоит:
турнейский (C1t), визейский(C1v) и серпуховский (C1s) ярус.
Сложен известняками и доломитами с прослоями глин и песчаников.
Мощность толщи от 500 до 680 м.
Бобриковский горизонт.C1v
Выявлены промышленные залежи нефти.
Средний карбон представлен :
башкирским (C2b) и московским (C2m) ярусами.
Сложен известняками, с прослоями доломитов, реже глин и мергелей.
Мощность отложений среднего карбона достигает 530 м.
С3
Верхний карбон (С3) представлен доломитами, известняками и ангидритами. Мощность отложений от 220 до 250 м.
Пермская система (Р)
Отложения представлены: нижним (Р1) и верхним (Р2) отделами.
Р1
Нижнепермские отложения снизу вверх выражены загипсованными доломитами ассельского (Р1а) яруса, сульфатно-карбонатными породами (доломиты, ангидриты, каменная соль) сакмарского яруса (Р1s). Мощность нижнепермских отложений достигает 190 м.
Р2
Отложения верхней перми представлены казанским (Р2kz) и татарским (Р2t) ярусами.
Казанский ярус, мощностью до 260 м, подразделяется на нижний и верхний подъярусы:
Нижний подъярус (P2kz1)
Представлен в нижней части мергелями и глинами серыми тонкослоистыми, выше - известняками серыми, органогенными, с прослоями доломитов, мергелей и глин. мощностью от 65 до 90м
Верхний подъярус (Р2kz2)
Cложен известняками и доломитами серыми, светло-серыми, преимущественно органогенно-обломочными, с прослоями мергелей, глин, гипсов и ангидритов в верхней части разреза. мощностью от 80 до 150м.
Татарский ярус (P2t),
Включает в себя отложения нижнеустьинской свиты (P2nu), сухонской свиты (P2sh) и северодвинского горизонта (P2sd). Разрез представлен пестроцветными глинами и алевролитами с прослоями песчаников, мергелей и известняков. Мощность яруса в районе месторождения составляет 40 м и возрастает к востоку и юго‑востоку до 300м.
Тектоника
В региональном тектоническом плане рассматриваемый участок располагается в Мелекесской впадине, осевая зона которой картируется за западной границей Самарской области, т.е. на территории Ульяновской области
(Рис. 1.2 Приложение №3).
Юго-восточный борт Мелекесской впадины, к которому и приурочен рассматриваемый участок, характеризуется региональным погружением основных горизонтов осадочной толщи и поверхности кристаллического фундамента в западном-юго-западном направлении.
На фоне этого погружения четко выделяется группа локальных выступов фундамента: это Булатовский, Еркульский, Юганский, Смородинский. Вершины всех локальных выступов фундамента имеют форму, близкую к изометричной. Наиболее четким и выразительным является Булатовский выступ фундамента, размеры которого составляют 2,3х1,8 км, а амплитуда около 150 м. Почти все выступы ограничиваются прогибами, глубина которых достигает 60-70 м. Прогибы имеют субмеридиональное и северо-западное направление, которое, по-видимому, совпадает с простиранием и местоположением дизъюнктивных нарушений.
Рис.1.2 .Тектоническая схема района работ
Нефтегазоносность
В пределах площади исследования и в непосредственной близости от неё открыты, Ново – Киевское, Богородское месторождения нефти. На Ново-Киевском и Богородском месторождениях промышленно-нефтеносными являются терригенные отложения бобриковского горизонта (пласт Б2).
При бурение скважины на площади, перспективным горизонтом являлся бобриковский горизонт визейского яруса нижней каменноугольной системы. Пласт С1(Б2) залегает на глубине 1740 м. В составе горизонта выделяется пачка проницаемых песчаников, внутри которых выделяется пласт с явными признаками нефтенасыщения, он представлен средне- и мелкозернистым песчаником. Коллектором нефти служат песчаники кварцевые мелко- и разнозернистые. Учитывая, что каменный материал исследован в небольшом объеме по пласту С1(Б2), а по другим пластам керна вообще нет, то для обоснования пористости, а также начальной нефтенасыщенности, использовались данные, полученные по ГИС, которые здесь являются более информативными. При этом использовалась общепринятая методика выделения коллекторов по качественным признакам отрицательная аномалия ПС ;сужение диаметра скважины по сравнению с номинальным; наличие положительных приращений на диаграммах микрозондов ρк, низкие или средние значения интенсивности вторичного гамма-излучения (НГК) при низкой естественной радиоактивности.
2. МЕТОДИКА РАБОТ И АППАРАТУРА
1.Фракционный анализ шлама - основан на изучении размеров частиц, составляющих пробы шлама. Получаемая информация используется для литологического расчленения разреза, выделения зон аномально высоких пластовых давлений (АВПД), Привязка отбираемого шлама по глубине обеспечивается тем, что расчет отставания производится для всех фракций шлама, а исследования физико – химических свойств шлама проводятся с одной фракцией. Это необходимо потому, что при подъеме выбуренного шлама с забоя скважины происходит его оседание в буровом растворе под действием гравитационных сил, причем скорость перемещения частиц шлама различных фракций неодинакова и прямо пропорциональна их габаритам.
2.Макро- и микроскопия пород - макро- и микроскопические исследования являются визуальными методами определения литологического состава и других особенностей пород по шламу и керну. Шлам исследуется с применением бинокулярного стереоскопического микроскопа керн – с помощью лупы с 6-12 кратным увеличением (см. рис. 2.1)
Рис 2.1. Бинокулярный микроскоп
3.Карбонатометрия шлама – Проба карбонатосодержащих материалов перетирается в ступке, просеивается через сито для отбора дисперсионной фракции частиц, равной 1мм. При наличии битумоидов, последние экстрагируются и очищенная просушенная часть берется для проведения анализа. Выбор навески ограничен 0,4 граммами, по которым откалиброван прибор.(рис 2.4)
5.Люминисцентно-битуминологические исследования (ЛБА) - Основан на свойстве битумоидов при их облучении УФ – лучами испускать «холодное» свечение, интенсивность и цвет которого позволяют визуально оценить наличие и качественный состав битумоида в исследуемой породе.
(рис 2.3) Обнаружение, первичная диагностика и выяснение характера распределения битуминозных веществ в горной породе включает:
· Визуальный просмотр шлама (керна) на присутствие битумоидов;
Капельно – люминисцентный анализ для определения качественного состава и количественного содержания битумоидов в шламе (керне). Для визуального просмотра из пробы шлама отираются сухие частицы основной породы, не загрязненные буровым раствором, и просматриваются под люминисцентным осветителем. Присутствие битумоидов обнаруживается по свечению углеводородов, находящихся в порах и трещинах горных пород, вызванному облучением УФ – лучами. Прим добавках в буровой раствор нефти или других люминесцирующих веществ частицы шлама или кусочки керна разламываются и просматриваются в свежем изломе под люминесцентным осветителем при 7 – 10 кратном увеличении. При визуальном просмотре отмечаются цвет, размер и интенсивность люминесценции битуминозных веществ, а также взаимное расположение битуминозных компонентов между собой. Цвета люминесценции, наблюдаемые при визуальном просмотре, обычно отличаются меньшим разнообразием (голубые, синие, беловато – голубые, беловато – желтые), чем при проведении капельно – люминесцентного анализа. Для анализа берется навеска пробы 1.0 г. Она помещается в виде конуса на предварительно обработанным хлороформом лист фильтровальной бумаги. На вершину конуса наносятся из пипетки 20 капель хлороформа, который, вымывая из породы битумоиды, образует на поверхности бумаги пятно диаметром 1 – 3 см. После испарения растворителя (8 – 10 мин) порошок с бумаги удаляется и в УФ – лучах оценивается интенсивность свечения пятна и цвет люминесценции:
Таблица 2.2.
Классификация битумоидов по люминесцентной характеристике
капиллярных вытяжек
| Группа | Цвет люминесценции капиллярных вытяжек | Состав битумоида | Тип битумоида |
| Беловато – голубые тона разной интенсивности | Углеводородные флюиды, не содержащие смол и асфальтенов | Легкий битумоид (ЛБ) | |
| Белый, голубовато – желтый, беловато – желтый | Нефть и битумоиды с низким содержанием смол, с незначительным содержанием или отсутствием асфальтенов | Маслянистый битумоид (МБ) | |
| Желтый, оранжево – желтый до светло - коричневого | Нефти и битумоиды с содержанием масел более 60%, асфальтенов 1 – 2% | Маслянисто – смолистый битумоид (МСБ) | |
| Оранжево – коричневый, светло – коричневый, коричневый | Битумоид и нефти с повышенным содержанием асфальтенов (3 – 20%) | Смолистый битумоид (СБ) | |
| Темно – коричневый, зеленовато – коричневый, красно – коричневый, черно – коричневый, черный | Битумоид с содержанием асфальтенов более 20% | Смолисто – асфальтенновый битумоид (САБ) |
Таблица 2.3
К количественной оценки образцов (ЛБА)
| Форма люминесцирующего участка | Характеристика Люминесцирующего участка | Балл |
 | Точки | |
 | Тонкое рваное кольцо | |
 | Тонкое сплошное кольцо | |
 | Неровное пятно, толстое кольцо | |
 | Ровное пятно |
Рис 2.3 Карбонатометрия шлама
6.Постоянный компонентный хромотографический анализ газа
Газовый анализатор "Хромопласт"(рис 2.4 приложение 4) предназначен для экспрес-анализа покомпонентного состава углеводородов в газовых смесях. В состав определяемых углеводородов входят метан, этан, пропан, бутан и пентан. Возможно также расширение диапазона до гексана. Отбор анализируемого газа происходит автоматически по заданному циклу не более 80 сек, что особенно важно при проведении газового каротажа в процессе бурения скважин на нефть и газ в полевых условиях.
Области применения: в ГТИ в процессе бурения, при газовом каротаже скважин в исследовании шлама в экологических исследованиях и при анализе природного газа. Время выхода прибора на режим работы, 15 мин.не более. Хроматограф состоит из 3 составных частей: аналитического блока, блока подготовки газа и программного обеспечения прибора.
Принцип действия его основан на методе газожидкостной хроматографии. Разделенная на компоненты газовая смесь воздействует на термокаталитический детектор. Сигнал с детектора передается и обсчитывается Далее данные о процентном содержании компонент могут быть переданы в другие программы-клиенты.
Следует отметить, что прибор не требует для своей работы расходных материалов, таких как водород, азот или аргон. Воздух, используемый не только в качестве газа носителя, но и для управления краном-дозатором, забирается прямо из атмосферы специальным блоком подготовки, в котором проходит необходимую очистку, осушку и сжимается до необходимого давления.
.
Рис 2.4. Хроматограф прибор газового каротажа (приложение 4)
3. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ
Предварительная обработка полевых материалов выполнялась по мере поступления данных которые обеспечивают следующую информацию в процессе бурения фактического литологического разреза скважины:
-выделения пластов-коллекторов;
-определения характера насыщения коллекторов;
- проведения литолого-стратиграфического расчленения разреза.
Все окончательные результаты обработки передавались в виде таблиц и графических материалов в согласованных с Заказчиком форматах вместе с материалами.
Другие копии записей с комплектом полевой документации рапорта геологов и технологов и др. на бумаге.В иных случаях период предоставления материалов уменьшался.
Полевые материалы сопровождались информацией (PDF-файлы), а также карты и таблицы показателей нефтенасыщения и газопоказания
В результате проведенных работ получены
1. Оценка фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов
2. Литолого-стратиграфическая колонка.
3. Сводный планшет ГТИ-ГИС
В качестве примера полученного результата приведено (приложение 5)
Сводный планшет ГТИ-ГИС. Приведён иллюстрационный предварительный результат работ на нём показано с левой стороны геолого-технологические исследования , а с правой геологические исследования Булатовского месторождения .
Полученные при этом данные определения фильтрационно-ёмкостные свойства по керну приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1.
Результаты определения ФЕС по керну
| Пласт | Пористость | Проницаемость | ||||
| Количество скважин | Количество определений | Среднее, % | Количество скважин | Количество определений | Среднее, мкм2 | |
| С1(Б2) | 23,9 | 1,1455 |
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Полученные с моим личным участием результаты заключаются в вычислении оценок фильтрационно-емкостных свойств пластов коллекторов, проведении литолого-стратиграфического расчленения разреза. Таким образом, я ознакомился с техникой и методикой проведения геологических наблюдений, пробовал работать с программами
MLDIP(Mlsistem,Ml3),CGA, Grafpad, T-editor. Использовал практический прием анализа геологической природы по специальной аппаратуре хроматограф ,также ознакомился с работой оператора станции ГТИ.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1) Жильцов И. Н., Чупин В. В. Новые возможности газохроматографического анализа: детектор дифференциальной ионной подвижности // Газовая промышленность. – 2009. – №3. – С. 67–70.