Борман это доктор злой, вот сволоч, тему мою убил на наномир

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:16 | Сообщение # 21

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:18 | Сообщение # 22

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

Проектными решениями данной работы предусматривается проведение работ по гидроразрыву пласта и поддержанию пластового давления. Ранее вышеуказанный вид работ на месторождении не проводился.
Работы, связанные с гидравлическим разрывом пласта наиболее трудоемки и требуют особого внимания. Для безопасного ведения работ каждый работник, занятый в процессе гидравлического разрыва пласта должен знать основные правила обращения с оборудованием, механизмами и инструментами, правила пользования ими и правила поведения работника во время производства работ.
Согласно правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности к ГРП допускаются лица, ежегодно подвергающиеся комиссионной проверке знаний по технике безопасности (ТБ). Результаты всех видов инструктажа и проверок заносятся в карточку инструктажа по ТБ.
Рабочие должны строго выполнять все распоряжения администрации, касающиеся техники безопасности, применять безопасные методы труда, приспособления и механизмы, облегчающие труд.
Перед проведением гидравлического разрыва пласта территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время – очищена от снега и льда.
Оборудование и механизмы должны иметь паспорта заводов-изготовителей, в которые вносят данные об их эксплуатации и ремонте. Техническое состояние подъемных механизмов, грузоподъемных устройств и приспособлений должно отвечать требованиям соответствующих ГОСТов и ТУ.
1. Оборудование для гидроразрыва пласта необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Расстояние между установками должно быть не менее 1 м, а кабины их не должны быть обращены к устью скважины. Перед проведением гидроразрыва пласта в глубинно-насосных скважинах необходимо:
• отключить привод станка-качалки;
• затормозить редуктор;
• на пусковом устройстве двигателя вывесить плакат «Не включать! Работают люди».
2. Напорный коллектор блока манифольдов должен быть оборудован датчиками контрольно-измерительных приборов и предохранительными клапанами, сбросом на прием насоса, а нагнетательные трубопроводы – оборотными клапанами;
3. После обвязки устья скважины необходимо опрессовать нагнетательные трубопроводы на ожидаемое давление при гидроразрыве пласта, с коэффициентом запаса, указанного в таблице 10.1.1.
Таблица 10.11. 1 - Коэффициент запаса для ожидаемого давления при гидроразрыве пласта
№ п/п Рабочее давление, кгс/см2 Коэффициент запаса прочности
1 2 3
1 200 1.5
2 200-560 1.4
3 560-650 1.3
4 650 1.25

4. При гидравлических испытаниях оборудования и нагнетательной системы обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны;
5. Перед началом работы по закачке реагентов, воды в зимнее время, необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок. Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается;
6. На период тепловой и комплексной обработки, вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.
7. Выхлопные трубы агрегатов и других машин, применяемых при работах по ГРП, должны быть снабжены гидрозатворами (глушителями – искрогасителями);
8. Технологические регламенты и конструкции агрегатов и установок должны обеспечивать исключение возможности образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов;
9. На всех объектах (скважинах, трубопроводах, замерных установках) образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы;
10. Вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях не должны превышать установленные нормы.
• Гидравлический разрыв пласта должен проводиться под руководством ответственного инженерно-технического работника по плану, утвержденному руководством предприятия;
• Во время проведения гидроразрыва пласта, находиться возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается;
• Пуск в ход агрегатов разрешается только после удаления людей, не связанных с непосредственным выполнением работ у агрегатов, за пределы опасной зоны;
• Во время работы агрегатов запрещается ремонтировать их или крепить обвязку устья скважины и трубопроводов. В зимнее время года при временной остановке процесса гидроразрыва пласта следует пробной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводах. Запрещается подогревать систему нагнетательных трубопроводов открытым огнем;
• Перед отсоединением трубопроводов от устьевой арматуры следует закрыть краны на ней и снизить давление в трубопроводах до атмосферного. Остатки жидкости должны сливаться в специальные емкости.
Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности Республики Казахстан все рабочие, поступающие на предприятия или переводимые с одной профессии на другую, должны пройти производственный инструктаж по технике безопасности (ТБ). Объем и содержание инструктажа для отдельных профессий устанавливаются главным инженером управления в зависимости от характера выполняемой работы вновь поступающего или переводимого рабочего.
Рабочие обязаны пользоваться установленными для них спецодеждой, обувью и индивидуальными защитными приспособлениями. Без этих принадлежностей они не могут быть допущены к работе.
При осуществлении методов поддержания пластового давления рабочий агент нагнетается в пласты под высоким давлением, поэтому основное внимание с точки зрения техники безопасности в данном случае обращается на прочность и герметичность насосных установок, водоводов, контрольно-измерительных приборов и другого оборудования.
На всех объектах – кустовых насосных станциях (КНС), нагнетательных скважинах, трубопроводах, колодцах и других коммуникациях, независимо от их состояния или назначения запрещается производить какие-либо работы:
• при обнаружении запаха газа на рабочем месте;
• при отсутствии необходимого освещения;
• при замазученности территории или рабочего места;
• при отсутствии или неисправности необходимых защитных средств.
Во всех вышеперечисленных случаях старший группы обязан немедленно, не приступая к работе, поставит в известность диспетчера или руководство цеха. Категорически запрещается производить какие-либо работы, не входящие в круг обязанностей обслуживаемого персонала, без указания мастера.
Установленные контрольно-измерительные приборы должны иметь паспорта заводов-изготовителей, в которые вносят данные о госповерке и ремонте.
• Для обслуживания водоочистной установки, наверху фильтров должна быть сооружена площадка шириной не менее 1 м с перилами высотой не ниже 1,25 м и маршевой лестницей;
• На водоочистной установке загрузка фильтров реагента в затворный бак и растворение его в воде должно быть механизировано. Фильтры должны устанавливаться так, чтобы люки для их очистки были направлены в одну сторону, доступную для подъезда автомобиля. Под люками должны быть желоба для спуска песка и гравия;
• Задвижки насоса и фильтра при промывке последнего должны открываться и закрываться дистанционно с пульта управления
• Для обслуживания затворного бака, вокруг него должны быть проходы не менее 1 м шириной;
• Бассейны для отстоя воды следует оборудовать металлическими шиберами и перильными ограждениями высотой не менее 1,25 м. Для обслуживания шиберов должны быть металлические площадки размерами не менее 11 м. Очистка бассейнов должна быть механизирована;
• Колодцы подрусловых скважин следует оборудовать лестницами для обслуживающего персонала, водооткачивающим устройством и освещением. Ремонтные работы в колодцах, связанные с необходимостью перемещения тяжестей, должны производиться с применением грузоподъемных механизмов;
• Водо-насосные станции должны быть оборудованы подъемными устройствами (стационарными или передвижными);
• На нагнетательной линии насоса должен быть установлен манометр и обратный клапан;
• Монтажные и ремонтные работы на кустовых водо-насосных станциях (КНС) должны производиться по графику, заранее согласованному между соответствующими службами, и с разрешения руководства цеха подержания пластового давления;
• Все движущиеся и вращающиеся части механизмов двигателей, трансмиссий и насосов КНС должны иметь надежные прочные съемные металлические ограждения, надежно закрывающие доступ со всех сторон;
• Запрещается осуществлять циркуляцию жидкости от остановленных нагнетательных скважин через коммуникации (манифольды) КНС;
• На КНС спускные трубопроводы с задвижками должны находиться вне помещения насосной и должны быть опрессованы на рабочее давление с выдержкой 5 минут;
• На газо- и воздухопроводах к нагнетательным скважинам должны быть установлены обратный клапан и концевая задвижка для продувки скважины и трубопровода;
• Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания необходимо предусматривать обогрев, а при длительных остановках – полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента;
• На автоматизированных насосных станциях вблизи пускового устройства и на нем должен быть укреплен щиток с надписью «Внимание, пуск автоматический!»;
• Запрещается переключать работающий насос на запасной без проверки правильности открытия соответствующих задвижек и подготовленности запасного насоса к пуску;
• Фланцевые соединения и выкидные трубопроводы от насосов до пола должны быть закрыты металлическими кожухами для защиты обслуживающего персонала от удара струей воды в случае нарушения фланцевых соединений.
Помещение водоочистной установки должно иметь необходимую вентиляцию, освещение, противопожарный инвентарь, аптечку с медикаментами. В рабочем помещении насосной станции должна поддерживаться чистота, полы во всех помещениях и, особенно в машинном зале, должны быть сухими и исправными. Запрещается хранение легковоспламеняющихся веществ и материалов в помещениях насосных.
При несоблюдении правил противопожарной безопасности на территории нефтяного промысла возможны пожары или взрывы. Пожары и взрывы на промыслах влекут за собой не только материальные убытки, но и человеческие жертвы.
При организации работ по ГРП и ППД необходимо строго придерживаться требований Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности. Члены бригады обязаны знать правила противопожарной безопасности, расположение противопожарного инвентаря, оборудование и номер телефона пожарной части.
На каждом объекте должен быть ответственный за обеспечение пожарной безопасности, который обязан:
• Знать технологический процесс и выполнять правила пожарной безопасности;
• Следить за тем, чтобы обслуживающий персонал строго соблюдал установленные требования пожарной безопасности;
• Агрегаты, автотранспорт должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями, а также средствами пожаротушения;
• Не допускать работу с применением открытого огня для разогрева замерзших трубопроводов, оборудования и химпродуктов без письменного разрешения руководителя и без согласования с пожарной охраной;
• Не допускать загромождения предметами на подступах к противопожарному оборудованию;
• Не допускать замазучивания производственных территорий и помещений, а также загрязнения их легковоспламеняющимися (ЛВЖ) и горящими жидкостями (ГЖ), мусором и отходами;
• Проверять ежедневно исправность и готовность к действию всех имеющихся средств и приборов к пожаротушению, а также знать их назначение, уметь ими пользоваться;
• Немедленно сообщать обо всех обнаруженных нарушениях правил пожарной безопасности и неисправности противопожарного оборудования в пожарную охрану предприятия и принять меры по их устранению;
• В случае возникновения пожара или опасного положения, создавшегося в случае аварии и по другим причинам, немедленно сообщить согласно «Положению о ликвидации возможных аварий» всем службам и руководителям в пожарную часть, одновременно приступить к ликвидации пожара или аварии всеми имеющимися в наличии силами и средствами;
• Запрещается разбрасывать паклю и тряпки, смоченные в масле или нефти. Необходимо их складывать в специальные ящики с крышками;
Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах, имеющих надпись «Место для курения»

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:19 | Сообщение # 23

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

С развитием промышленности влияние результатов человеческой деятельности на природу становится настолько большим, что наносимый ей ущерб не всегда может быть восстановлен естественным путем без осуществления природных и природовосстановительных мероприятий.
В связи с этим в данном разделе, согласно «Макета рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ»,предлагаем комплекс организационных и инженерных решений по основным этапам строительства скважин с учетом почвенно-ландшафтных особенностей района ведения буровых работ.
Площадь Караащи, где проектируется провести комплекс геологоразведочных работ, находится в полупустынном районе в 10 км от берега Каспийского моря. Данная площадь невходит в охранную береговую зону, т.д. принятая ранее ее 50 км ширина уменьшена до 2 км согласно «Правила охраны …».
До производства буровых работ в соответствии с законом об охране окружающей среды и земельным кодексом Казахской республики оформляется отвод земель во временное пользование. Разрешение выдается тем маслихатом на территории которого будут вестись эти работы. Согласно утвержденным нормам под каждую буровую отводится площадь в 3,5 га .
По окончании буровых работ предприятие, ведущее геологоразведочные работы, обязано сразу или в годичный срок спланировать землю и сдать землепользователю по акту комиссии, назначенной маслихатом того района, на территории которого находятся эти земли.
Для предотвращения загрязнения территории необходимо предусмотреть сооружение систем накопления и хранения отходов бурения:
- обустройство мест локального сбора и хранения отходов;
- обустройство земельного участка защитными канавами или обвалкой;
- размещение химреагентов в закрытом сооружениях;
- а также предусмотреть циркуляцию бурового раствора по замкнутой циркуляционной системе;
- бетонирование площади под буровую (корка 10 см) с устройством бетонированных желобов для стока вод в шламовый амбар;
- для сбора шлама необходим амбар объемом 1000 м 3, стенки которого, в целях предотвращения фильтрации, должны быть изолированы непроницаемым слоем (глина, бетон –20-30 мм).
По завершении геологоразведочных работ необходимо ликвидировать шламовые амбары. Работа по ликвидации должна включать:
- сбор и утилизацию плавающей и пленочной нефти;
- очистку буровых сточных вод;
- утилизацию очищенных сточных вод;
- обезвреживание и утилизацию отработанных и буровых растворов и шлама.
Проведение изоляционно-ликвидационных работ по каждой скважине, подлежащей ликвидации и консервации, осуществляется по согласованию с местными органами Госгортехнадзора и военизированным отрядом по предупреждению и ликвидации открытых фонтанов.
Контроль над охраной, рациональным использованием окружающей среды организует заказчик, либо передает средства на проведение этих работ специализированной организации.
В случае бурения водозаборных скважин для технических нужд или переоборудования разведочных скважин в водозаборные необходимо получить согласование организации, пробурившей скважины.
Водные ресурсы должны использоваться только в целях, для которых они предоставлены. Ввод в эксплуатацию скважин на воду без оборудования водорегулирующими устройствами и установление зон санитарной охраны запрещается .
Во избежании попадания животных и птиц в амбары предусмотреть установку отпугивающих устройств световых и звуковых.
В процессе строительства скважины образуются следующие количества отходов бурения (по РД 39-014852-531-87)
Шлам - 392м3. Буровые сточные воды - 974м3. Отработанный буровой раствор - 487 м3.
Для сбора и хранения такого количества отходов бурения сооружается амбар (котлован) объёмом 2038 м3.
Потенциально вредными веществами, загрязняющими окружающую среду при строительстве скважины, являются химреагенты, используемые для приготовления бурового и тампонажного растворов, а также сточные воды, шлам, загрязнённый химически обработанным буровым раствором, отработанный буровой раствор, нефть полученная при освоении скважины и попутный газ, полученный при сепарации нефти, выхлопные газы от работы дизелей и котельной установки.
Охрана почв и водных объектов.
В виду отсутствия плодородного слоя (гумуса), верхний слой почвы не снимается и не складируется. Насыпь под буровое оборудование и обваловка площади не производится, так как площадка не затапливается.
Для предотвращения загрязнения почв химреагентами, их транспортировка предусматривается в исправной таре (мешках, бочках) и хранение в специальном сарае. Приготовление и обработка бурового раствора производится в ^глиномешалке со сливом в циркуляционную систему по металлическим, желобам.
Циркуляция бурового раствора осуществляется по замкнутой системе, т.е. из скважины по металлическим желобам через блок очистки в металлические емкости, из них насосами подается в скважину. В процессе бурения часть бурового раствора вместе с выбуренной породой попадает в шламовой амбар.
Хранится буровой раствор в металлических емкостях. Выбуренная порода на блоке очистки (вибросито,пескоотделитель) отделяется от бурового раствора и сбрасывается в шламовой амбар.
Для предотвращения загрязнения почвы сточными водами и случайно пролитым раствором площадка под агрегатно-вышечным и насосным блоками, блоком приготовления раствора, бетонируется (толщина слоя 10см) и оборудуется устройством бетонированных желобов для стока жидких отходов в шламовой амбар.
Для предотвращения загрязнения почвы сточными водами и случайно пролитым раствором площадка под агрегатно-вышечным и насосным блоками, блоком приготовления раствора бетонируется или глинизируется, амбар для гидрозатвора — глинизируются. Толщина корки 3-5 см. кроме того амбар
обваловывается естественным грунтом высотой 1м и шириной 1,5м.
Нефть, полученная при освоении скважины собирается в 3 металлические ёмкости объёмом по 50м3 и вывозится.
ГСМ привозятся на буровую специальными атвоцисцернами и перекачиваются в специальные закрытые ёмкости для ГСМ, от которых по по герметичным топливо и маслопроводам идёт питание дизелей.
Методы очистки и обезвреживания отходов бурения выбраны исходя из того, что отходы бурения прогнозно-малотоксичны для почв и хранятся в изолированных амбарах, а также технических возможностей производителя
работ.
Для значительного сокращения воды попадающей в сток и разливов бурового раствора производителю работ необходимо тщательно следить за герметичностью всех желобных, трубных соединений, особенно в приустьевой части. Обмыв штоков насосов производить по замкнутой системе. Сточные буровые воды накапливаются в амбаре и периодически 1 раз в 10-15 суток очищаются от нефти, осветляются сернокислым алюминием и откачиваются насосом для повторного использования.
Отходы бурения, накопившиеся в шламовом амбаре, после сбора плавающей нефти и вывоза её на другие буровые для повторного использования, отверждаются для предотвращения фильтрации вредных веществ в почву и захороняются (закапываются) ранее вынутым грунтом. Отверждение отходов бурения произносятся по схеме, разработанной КазНИПИнефть и согласованной областным комитетом по экологии и природопользованию, путём ввода в отходы бурения вяжущих веществ (цемент+фосфогипс и др.) с последующим перемешиванием их с отходами в шламовом амбаре.
Охрана атмосферного воздуха.
Химреагенты, применяемые для обработки бурового раствора и тампонажного растворов, а также нефть в буровом растворе при её содержании до 10%, точные воды, исходя из опыта бурения, вредного влияния на атмосферу не оказывает.
Предотвращения выбросов нефти при вскрытии продуктивных горизонтов при' углублении скважины производится созданием противодавления столба бурового раствора в скважине превышающим пластовое давление. Кроме того, устье скважины оборудуется противовыбросовым оборудованием, которое перекрывает устье скважины в случае понижения противодавления на пласт по каким-либо причинам и препятствует выбросам нефти и газа в атмосферу.
Полученный при сепарации нефти попутный газ вынуждены выбрасывать воздух и сжигать из-за отсутствия газопровода и передвижной установки для Сжигания газа (при сепарации нефти дизели заглушены). При горении выделяются окись углерода, окислы азота, несгоревшие углеводороды.
Максимальное количество продуктов горения образуется при работе дизельных двигателей. Для улавливания сажи, выхлопа дизелей выведены в горизонтальную трубу, диаметром 400-500мм куда подаётся вода для орошения выхлопных газов. Количество выбрасываемых продуктов сгорания, характеристика вредных веществ приведены в проекте ПДВ. Выделяемые вредные вещества (окислы азота, окись углерода, несогревшие углеводороды) эффектом суммации не обладают, поэтому ПДВ и фактическая приземная концентрация определена по каждому из них отдельно.
Техническая и биологическая рекультивация.
По окончании строительства производится техническая рекультивация
отведенных земель, т.е. очистка территории от остатков материалов, срезка
загрязненного грунта и сброс его в шламовой амбар, засыпка амбара, планировка
площадки.
Биологическая рекультивации, т.е. рыхление почвы, внесение удобрение, посев иридных трав, полив, прикатывание производится после окончания разработки месторождение силами Узеньского НГДУ принятой Мангышлакской сельхозопытной станцией схеме рекультивации.
Работы по контролю за состоянием окружающей природной среды.
В процессе строительства скважины предусматривается производить отбор проб почвы, воздуха, сточных вод, их анализ на содержание вредных веществ в них. Не реже одного раза в месяц и в процессе освоения не реже одного раза на один режим освоения производить замеры загрязнения воздуха. Кроме того регулярно производится радиологическое обследования бурового оборудования
и инструмента на случай обнаружения радиоктивной загрязнености. ,
Радиационная безопасность.
Проектом на строительство скважин не предусматривается вскрытие и разбуривание радиоактивных пород, шлам которых выносится из скважины буровым раствором и сбрасывании в шламовой амбар и вызвал бы радиоактивное загрязнение окружающей среды.
Не предусматривается также вскрытие пластов с пластовым флюидом (нефть, конденсат, вода, газ) содержащим радиоактивные вещества, поступление которых из скважины в процессе строительства ее вызвало бы загрязнение окружающей среды. В целях попутного поиска радиоактивных руд предусматривается в обязательном комплексе геофизических исследовании скважины - радиокаротаж РК, который дает радиационную характеристику всего разреза скважины. В случае (по данным РК) вскрытия и разбуривания горных пород или пластов с пластовым флюидом с повышенной радиоактивностью, предусматривается произвести отбор шлама или керна-горных пород из интервала с повышенной радиоактивностью, бурового раствора на выходе из скважины, шламового амбара, из приемной емкости или пластового флюида для анализа на содержание радионуклидов в них. В случае поступления из скважины, по результатам; анализа, бурового раствора, шлама пластового флюида с удельной радиоактивностью (по Нормам безопасности НРБ-76/87) свыше:
-для шлама (твердые частицы выбуренной породы) (НРБ-76/87 п.9.5.)
2-10 Ки/кг для бета - активных веществ
1-10 г/э кв радия/кг для гамма- активных веществ
2-10 Ки/кг для альфа- активных веществ
для бурового раствора, нефти, конденсата (жидк.в-ва) (НРБ-76/87 П.9.4)
-для газа (по гелию-135) 7-10 Ки/л (НРБ-76/87 п.9.4)
предусматривается дальнейшие работы по строительству скважины производить с соблюдением "Основных санитарных правил работы с радиоактивными вешествами и другими источниками ионизирующих излучений" (ОСП-72/87) и "санитарными правилами обращения с радиоактивными отходами" (СПОРО-85) и инструкцией радиационной безопасности, разработанной УБР и согласованных с обл. СЭС с учетом специфики работ по строительству скважин, конкретных условий производства работ.
-получить разрешение областной санэпидемстанции на дальнейшее углубление скважины;
-вокруг буровой обозначить санитарно-защитную и наблюдательные зоны, размеры которой устанавливаются по согласованию с СЭС в зависимости от степени радиоактивности от поступающих из скважины веществ, дозы внешнего излучения и распространения радиоактивности выбросов в атмосферу;
-при наличии пунктов захоронения радиоактивных отходов (ПЗРО) в настоящее время вопрос о строительстве этих пунктов решается Республиканскими органами сброс шлама прекратить в шламовый амбар и собирать шлам в спец.контейнера, до решения вопроса с ПЗРО. Жидкие отходы собирать и хранить в шламовом амбаре до естественного испарения жидкой среды;
-шламовой амбар огражденный, обозначить знаками радиационной опасности;
- сбор, транспортировки радиоактивных отходов должно производитьсяспециализированной бригадой (категория А) при наличии санитарных паспортов у каждого члена бригады на право производства этих работ;
- ежемесячно, силами дозиметрической партии ММГ производить замеры радиоактивной загрязнённости бурового раствора, шлама, пластового флюида, бурильных насосно-компрессорных труб, бурового оборудования, водовода, воздуха рабочей зоны и выдавать конкретные санитарно-гигиенические рекомендации по снижению доз облучения получаемых членами буровой бригады;
- предельная доза облучения для членов буровой бригады (как непосредственно не работающих с источниками ионизирующего излучения, но по размещению их рабочих мест, могут подвергаться воздействию радиоактивных веществ НРБ-I1 76/87 П.28 введение) - 0,5 БЭР за календарный год или допустимая мощность внешнего излучения 0,24 м (БЭР/час за 2000 час в год после начала поступления из скважины веществ содержащих радионуклиды (категория Б);
- предел годового поступления через органы дыхания радионуклидов
неизвестного происхождения - 0,0001 МК Км/год;
- допустимый уровень загрязнённости поверхности:
кожный покров - 1 альфа част/см2 мин; 100 бета.час/см2 мин
-спецодежда
-оборудование
-ежедневно места попадания веществ из скважин, содержащие радионуклиды, т.е. полы вышечно-лебедочного блока, площадка под этим блоком, ротор, бурильные трубы должны быть омыты технической водой ( с добавкой соды Юг. На 1л воды, со сбросом сточных вод в шламовый амбар с разбавлением их в 10 раз п.9.7 НРБ-76/87 );
- перед сдачей вахты, спецодежда должна быть проверена на степень
загрязненности , один раз в неделю должна стираться со сбросом грязной воды ,
разбавленной в раз. Спецодежда загрязненная сверх нормы подлежит
уничтожению;
-после сдачи вахты, все члены буровой бригады должны принять душ; -работу с пылевидным материалами в пределах буровой площадки производить в респираторах или применяя другие средства индивидуальной защиты; -буровой инструмент, трубы, отдельные агрегаты бурового оборудования, загрязненные сверх допустимой нормы подвергаются деактивации: едкий натр,Трилон-Б, вода 1л или др.щелочные растворы со сбр. продуктов дезактивации в шламовый амбар с разбавлением в 10 раз. Если после дезактивации загрязненность осталась сверх нормы, буровой инструмент, трубы, агрегаты бурового оборудования подлежат замене и отправлены на полигон захоронения .
Проектом не предусматривается вскрытие и разбуривание горных пород, а также вскрытие пластов с пластовым флюидом и выхода скважины продуктов бурения и освоения скважины с радиоактивными флюидами. Затраты на мероприятия по обеспечению радиационной безопасности предусматриваются в свободной смете на строительстве скважин, как затраты на производство непредвиденных работ и оплачиваются за фактически выполненный объем работ по акту. При недостатке сметного лимита смета переутверждается. Независимо от уровня радиоактивности вскрываемых пород и пластов, в целях профилактики, при демонтаже перед перетаскиванием его со скважины на скважину производится дозиметрия бурового оборудования: -вышечно-лебедочный блок, силовой блок, насосный блок, циркуляционная система, противовыбросовое оборудование, приемные мостки
Эти работы оплачиваются за счет средств, выделяемых на технику безопасности, которые в сводной смете на строительство скважин предусмотрены в накладных расходах.

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:26 | Сообщение # 24

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

Попутные поиски проводятся с целью обнаружения залежей полезных ископаемых.
При этом изучение радиоактивности горных пород, осуществляемое с помощью гамма – каротажа скважин до обсадки ее ствола, является обязательным методом.
В соответствии с существующими требованиями в проекте предусматривается производство гамма-каротаж работ со 100% охватом запроектированного метража бурения.
Работы проводятся согласно «Инструкции по гамма – каротажу скважин при массовых поисках урана».
Объем работ по массовым поискам урана в скважине составит:
1. Гамма – каротаж - 8150м.
2. Отбор проб воды для анализа на содержание урана
и радия (проба 1л) - 4 шт.
3. Контрольный замер гамма-каротажа-10%
общего метража - 815 м.
Отбор проб воды для анализа на содержание урана и радия предусматривается производить из верхнего и среднего триаса.
При бурении поисковых скважин необходимо попутно вести поиски пресных вод для хозяйственно-питьевого, технического и мелиоративного водоснабжении, а также минеральных и термальных вод в бальнеологических и теплоэнергетических целях. Обязательным условием является определение в них редких элементов (бора, брома, йода, гелия, лития, цезия, ванадия и др.)
При обработке кернового материала необходимо обратить внимание на наличие признаков угля, горючих сланцев, железистых и марганцевых руд, цветных и редких металлов, стройматериалов и других видов сырья.
В соответствии с «положением об использовании ликвидированных поисковых, разведочных, параметрических и опорных скважин», давших при опробовании воду, необходимо, в случае их ликвидации, использовать последние для комплексных гидродинамических и гидрогеологических исследований.

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:40 | Сообщение # 25

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

2.1.9. Опробование, испытание перспективных горизонтов (пластов)
Оценку качества вскрытия пластов и освоения скважины следует производить по временной методике по оценке качества вскрытия пластов и освоения скважин (РД 39 - 2 - 865 - 83, Миннефтепром, 1983).
Вскрытие и опробование продуктивных горизонтов.
Вскрытие и опробование продуктивных горизонтов является наиболее ответственным заключительным этапом буровых работ. От качества вскрытия продуктивных горизонтов в значительной мере зависит возможность получения притока нефти и газа в скважине, величина дебита, длительность межремонтных сроков эксплуатации скважин и при вскрытии продуктивных горизонтов с высокими пластовыми давлениями и безопасность проведения работ.
Задачей опробования продуктивных горизонтов является определение содержания нефти и газа в опробываемых горизонтах, т.к. существующие методы геофизических исследований не позволяют получить полного представления о потенциальных возможностях того или иного продуктивного горизонта.
а) метод вскрытия нефтеносных горизонтов.
Для проектируемой скважины выбираем метод полного вскрытия пласта с последующим спуском эксплуатационной колонны. Цементирование эксплуатационной колонны производится с подъёмом цемента до устья. Затем после затвердевания цементного моста колонну перфорируют. Этот метод не допускает закупорку пор и создаёт благоприятные условия для движения углеводородов из продуктивного пласта в скважину.
Этот метод удовлетворяет следующие основные требования при вскрытии пласта:
предотвращает возможность открытого фонтанирования;
сохраняет природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны;
гарантирует длительную безводную эксплуатацию скважины и макси-мально облегчает приток углеводородов к забою.
Испытания пластоиспытелем спускаемом на трубах: Испытания пластоиспытелем спускаемом на трубах планируются в интервалах:
Цель: испытание с последующим геофизическим исследованием. Перед испытанием планируется промывка (3 цикла). Во время испытания предусматривается дежурство ЦА-320М, перед каждым испытанием произвести опрессовку бур. труб цем. агрегатом ЦА-320М
Среднее время затрачиваемое на испытания одного объекта:
бур. бригадой - 1,85 сут; геофиз. бригадой - 1,32 сут.
Испытание будут производится на пластоиспытателе МИГ-146У, с пакером ПЦР2-146 и пробоотборником
НИГЗ-146, при этом депрессия передаваемая на пласт составит 100 кгс/см2, осевая нагрузка 12 - 15 т,
Количество циклов исследования – 3.
Испытание первого объекта по геологическим условиям предусматривается производить с буровой установки Уралмаш ЗД в интервале 4240 - 4310 м. Вызов притока осуществляется путём создания постоянной депрессии на пласты снижением уровня жидкости, с постепенным переходом на облегчённый раствор (на воду, нефть) с последующей аэрацией.
Для этого в скважину спускают до фильтра насосно-компрессорные трубы (НКТ), номинального наружного диаметра 73 мм с высаженными концами группой прочности материала "Д" и толщиной стенки 5,5 мм с теоретической массой одного метра труб 9,64 кг и теоретической массой секции 33,258 т принимаемым с коэффициентом запаса прочности на растяжение равным 1,3.
После испытания каждого объекта производится исследование скважины для определения параметров пласта и его гидродинамической характеристики. По окончании исследований ставят цементный мост и переходят к следующему объекту.
Для установки моста в интервале 4120 - 4220 м применяется цем. раствор с плотностью 1,85 г/с.м3, объемом порции 1,31 мъ и составляющими компонентами (НТФ, КССБ-2, ШПЦС-120, тех. вода), в интервале 2177 - 2220 м применяется тот же цементный раствор, но объем порции составляет 1,164 м3, в интервале 2015 - 2085, объем порции - 1,27 м3 и в интервале 1907 - 1977 объем порции - 1,2477м3.
В проектируемой скважине будет проводится целый ряд мероприятий по вызову притока из пласта. Это и создание депрессии на пласт постепенным облегчением жидкости в скважине и установка ванн и гидроимпульсная отчистка ПЗП

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:41 | Сообщение # 26

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

С целью получения информации о емкостно-фильтрационных и петрофизических свойствах горных пород (пористость, проницаемость, карбонатность и др.) необходимых для подсчета запасов углеводородов и проектирования разработки, а также уточнения геологического строения площади, проектируемых скважинах предусматривается отбор кернового материала в интервалах залегания продуктивных горизонтов предполагаемых залежей.
Распределение интервалов отбора керна по разрезам скважин производилось с учетом требований инструкций и методических рекомендаций, согласно которым при бурении с отбором керна рекомендуется ограничить максимальный интервал одного долбления длиной колонковой трубы (7 м), поскольку при увеличении его уменьшается линейный вынос керна, что приводит к затруднениям по привязке керна к данным ГИС и получению достоверной геологической информации.
Интервалы отбора керна намечены с учетом положения в разрезе предположительно продуктивных горизонтов Ракушечномысской площади и приурочены к нижнеюрским, триасовым и палеозойским отложениям. В верхне-среднеюрских отложениях задача выявления продуктивных горизонтов может быть решена комплексом промыслово-геофизических исследований.
Максимальный отбор керна предполагается произвести из среднетриасовых и палеозойских отложений.
Проходка с отбором керна по скважинам колеблется от 252 до 350 м или 5,8-7,4 % от проектных глубин.

2.1.8. Геофизические и геохимические исследования
Наиболее полное изучение геологического строения площади, определение литологического состава пород, выделение в разрезе коллекторов, оценки характера их насыщения коллекторов и контроль над техническим состоянием поисковой скважины обеспечивается проведением в ней комплекса геофизических исследований.
Объем и виды промыслово-геофизических исследований проектируется в соответствии с инструкцией «Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований …..» .
Промежуточный каротаж, как правило, производится перед спуском кондуктора и технической колонны.
С целью контроля и недопущения искривления скважины, а также на случай осложнения ствола (обвалы, прихваты бурового инструмента, проявления и т. д.) и уточнения глубины первого интервала отбора керна и ИПТ предполагается промыслово-геофизические работы в масштабе 1:500 в неперспективном разрезе предусматривать в ГТН не реже, чем через каждые 500-700 м
Геофизические исследования в интервалах залегания нефтегазоносных комплексов скважин проводятся в минимальный срок после их вскрытия (не более 5 суток), при этом интервалы вскрытия и детальных промыслово-геофизических исследований не должны превышать 200 м. При большой мощности нефтегазоносных комплексов интервалы вскрытия и детальных исследований могут сокращаться до 50-100 метров.
С глубины 2700 (кровля келловея в скв. 2) установить станцию ГТИ, которая будет осуществлять геолого-технологические исследования в процессе бурения.
Промыслово-геофизические работы в масштабе 1:200 предусматриваются
Провести в интервале 2700-3150 для оценки характера насыщения юрских отложений.
Важную роль при решении геолого-технологических задач играют геохимические исследования, включающие газовый каротаж промывочной жидкости. В процессе бурения (определение количества и состава газа, попавшего в промывочную жидкость при вскрытии пласта, содержавшего углеводородные газы) и после бурения (измерение состава и количества углеводородного газа, попавшего в промывочную жидкость в результате диффузионного или фильтрационного обогащения в период простоя скважины, во время спускоподъемных операций или других простоев буровых).

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:43 | Сообщение # 27

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

В основу выбора конструкции скважины положен принцип достижения минимального расхода металла, а при проводке скважин с сложных условиях - принцип предупреждения осложнений и обеспечения высокого качества строительства скважины, как долговременного сложного эксплуатируемого нефтепромыслового объекта, предотвращения аварий, осложнений в процессе бурения и создания условий для снижения средств на бурение.
Конструкция скважины должна обеспечивать:
доведение скважины до проектной глубины;
условия для полного использования потенциальных возможностей техники и технологических процессов;
осуществление заданных способов вскрытия продуктивных объектов и их последующей эксплуатации;
минимальные затраты на строительство скважины.
При проектировании конструкции скважины должны быть учтены продолжительность бурения, крепления и испытания в открытом стволе, интенсивность износа обсадных колонн и состояния геологической изученности района буровых работ.
Для определения необходимого количества обсадных колонн (исключая направление и кондуктор) и глубин их спуска для конкретной скважины строим совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах "глубина - эквивалент градиента давления".
Построенный на основании фактических данных. Полученных из ранее пробуренных скважин на площади Кауынды, график условий выбора количества и глубины спуска обсадных колонн позволяет разбить геологический разрез по скважинам на две зоны крепления.
Как видно из совмещенного графика, в данном случае может быть одноколонная конструкция скважины. Однако до вскрытия продуктивных горизонтов, необходимо спустить хотя бы одну колонну исключающую гтдроразрыв пород при ликвидации возможных нефтегазопроявлении, а также для перекрытия водонапорных горизонтов.
Для проектирования конструкции скважины на площади Северный Придорожный используем второй метод, исходные данные о давлении с ростом глубины приведены в таблице 2.1

Давление по интервалам глубин на площади Кауынды
Таблица 2.1
Глубина, м Давление, МПа
Пластовое Гидроразрыва
0-300
300-2450
2450-4400 2,64
25,7
47,08 5,55
41,6
89,9

Под коэффициентом аномальности подразумевают отношение пластового (порового) давления к гидростатическому давлению столба пресной воды от устья скважины до рассматриваемой точки пласта
,

где Рпл – пластовое (поровое) давление на глубине zпл от устья скважины, Па; ρв – плотность пресной воды (ρв=1000кг/м3); g – ускорение свободного падения, м/с2.

для zпл =300м:

для zпл =2540м:

для zпл =4400м: =1,07

Под индексом давления поглощения понимают отношение давления, при котором возникают поглощение бурового раствора в пласт и давлению столба пресного воды высотой от устья скважины до рассматриваемого участка поглощающего пласта.

,

где Рпогл –давление поглощения (гидроразрыва) на глубине zпл, Па.

для zпл =300м:

для zпл =2540м:

для zпл =4400м:

Вводится понятие относительной плотности бурового раствора (ρо) – отношение плотности бурового раствора к плотности пресной воды. Минимально необходимую величину ρо для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов определяют по формуле

где, kр – коэффициент резерва, обычно принимают:
kр=1,1-1,15 в скважинах глубиной от 0 до 1200м;
kр=1,05-1,1 в скважинах глубиной от 1200-2500м;
kр=1,04-1,07 в скважинах глубиной от 2500 до проектной глубины;

Рассчитаем
для zпл =300м:

для zпл =2540м:

для zпл =4400м

По полученным данным kа , kп и ρо строим график изменения этих коэффициентов с глубиной, в пределах которых возможно принятие бурового раствора определенной плотности и привязываем глубину к зонам возможных осложнений.

Обоснование диаметральных размеров конструкции скважины

Выбор диаметров обсадных колонн и диаметров долот в буровой практике осуществляется снизу - вверх, начиная с эксплуатационной колонны. Диаметр экс. колонны, при ожидаемом дебите 150 - 250 м 3 ( см. табл. ) принимаем 146 мм.
Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну определяем по формуле:

Dскв = DM +2ּδ = 166 + 2ּ 15 = 195 мм

По табл. 24 [ ] находим, что ближайший размер долота 215,9 мм.
С учетом размера принятого долота диаметр промежуточной колонны, может быть принят 245мм с внутренним диаметром как минимум 222мм (215,9+6 = 222 мм).
Наружный диаметр муфты 245мм колонны равен 275 мм, тогда на основании табл. 48 [ ] найдем, что

Dскв= 275 + 2ּ 10= 295мм

По опыту бурения принимаем диаметр долота 295,3 мм.
Определяем внутренний диаметр кондуктора

мм

Такому внутренному диаметру соответствует условный диаметр колонны 324мм. Наружный диаметр муфты равен 351мм.
Определяем диаметр долота для бурения под кондуктор

мм

принимаем диаметр долота 393,7мм.
Диаметр шахтового направления на 100мм, больше чем диаметр, который будет, буриться скважина под кондуктор

мм

принимаем диаметр долота 496мм и спускают 426мм направление.
Таким образом в данном проекте предусматривается следующая конструкция скважины:
1. Шахтовое направление диаметром 426мм спускается до 10 м для предотвращения размыва устья скважины и обвязки устья скважины с циркуляционной системой. Материал сталь "Д" толщиной стенки 9 мм. Для спуска трубы в качестве направления в устье скважине производится рытье шахты размером 3,2x3.2x1,3 м на предварительно пробуренное углубление диаметром 496 мм. После спуска направления кольцевое пространство цементируется. Устройство шахты, спуск направления и цементирование производится силами буровиков в процессе подготовительных работ к бурению.
2. Кондуктор диаметром 324 мм спускается до глубины 300м с целью установки ПВО, перекрытия зон
поглощения и неустойчивых отложений.
3. Промежуточная колонна диаметром 245мм спускается до глубины 2450м для установки ПВО и
предупреждения гидроразрыва пород при ликвидации нефтегазопроявлений. Устье скважины следует обвязать колонной головкой ОКК2-350 и установить противовыбросовое оборудование превенторами ОП2Г 230-350.
5. Эксплуатационная колонна диаметром 146мм спускается до проектной глубины 4500м, с целью испытания объектов в колонне и поднятия флюидов на дневную поверхность.
Устье скважины оборудуется колонной головкой и фонтанной арматурой 2АФК - 65x350.

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:43 | Сообщение # 28

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

При выборе типа бурового раствора ставится цель достичь такого соответствия свойств раствора геолого-техническим условиям, при котором не допускается нарушения устойчивости пород и других осложнений процесса бурения.
Под геолого-техническими условиями понимаются технологические функции промывочной жидкости, как:
1. средства для бурения скважин;
2. гидродинамические функции;
3. гидростатические функции;
4. функции коркооброзования;
5. физико-химические функции и прочие;
Буровой раствор выбирается с учетом классификации горных пород по их устойчивости при бурении, по механическому состоянию и восприимчивости к воздействиям буровых растворов.
Скважиной предусматривается вскрытие водоносных горизонтов в альб-сеноманском, аптском, неокомском и батбайосском ярусах по разрезу (табл. 4.1.5), потому применение газообразных агентов исключается.
Типы промывочной жидкости, параметры и химобработка, практикуется на основании справки на обработку буровых растворов, составленного лабораторией промывочных жидкостей и освоении скважин КазНИПИнефть и опыта бурения на площади Каламкас.
Согласно пластовых давлений, приведенных из табл. 4.1.7 геологической части плотности бурового раствора должна быть не ниже:
0-125 м ρр=(1,1-1,15)×1=1,1-1,15 г/см3
125-225 м ρр=(1,1-1,15)×1,12=1,23-1,29 г/см3
225-525 м ρр=(1,1-1,15)×1,12=1,23-1,29 г/см3
525-640 м ρр=(1,1-1,15)×1,12=1,23-1,29 г/см3
640-830 м ρр=(1,1-1,15)×1,11=1,22-1,27 г/см3
830-840 м ρр=(1,1-1,15)×1,12=1,23-1,29 г/см3
840-1230 м ρр=(1,1-1,15)×1,12=1,23-1,29 г/см3
1230-1280 м ρр=(1,05-1,12)×1,15=1,20-1,29 г/см3
Плотность бурового раствора принимаем 1,26 г/см3.

До начала бурения скважины заготовить 30 м3 глинистого раствора плотностью 1,23 г/см3 (вода приготовления ρ=1,086 г/см3) из бентонитового глинопорошка 20%-й концентрации ( 6 т.) 2% Na2CO3 (60 кг). В процессе бурения в интервале 0-1280 м вести химическую обработку бурового раствора комбинированным реагентом КССБ-2 + КМЦ-500,600. Для снижения жесткости тех.воды при приготовлении водных растворов хим.реагентов вводить 2% Na2CO3. Для поддержания рН бурового раствора в пределах 9-9,5 использовать NaOH. С целью предупреждения вспенивания бурового раствора применить триксан. В качестве смазывающей добавки под спуск колонны вводить СМАД-1 и серебристый графит. За 30-40 м до вскрытия поглощающего горизонта (830-860 м) ввести наполнитель (слюду флагопит, либо СПП-стеклопластиковая пыль).
Параметры бурового раствора:
ρ=1,26 г/см3; в интервале 0-1280 м
У.В.=25-45 с; СНС1/10=15-30/30-80 мтс/см2;
Ф=6-4 см3; К=0,5-1 мм; рН=8,5-9,5.

Расход хим.реагентов в кг/м3:
КМЦ-500,600 = 2,0; КССБ-2 = 15,0; NaOH = 2,0;
СМАД-1 = 5,0; Триксан = 0,03; Na2CO3 = 0,5.
утяжелитель (барит,мель) до необходимого удельного веса.
В случае интенсивного перехода глин разреза в буровой раствор, затруднения регулирования структурно-механических показателей его, необходимо предусмотреть в качестве запасной рецептуры–известкование. Перевод лигносульфонатного раствора в известковый, производится путем ввода в него извести. Реагенты используются те же, что и в основной обработке, исключается ввод кальцинированной соды.

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:46 | Сообщение # 29

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

Главная цель поисковых работ на площади Ракушечномыская заключается в выявлении залежей нефти и газа. В перспективном нижнеюрско-триасовых , а также и палеозойских отложениях. Определение в общих чертах геологического строения, запасов нефти, газа и конденсата выявленных залежей и обоснования целесообразности проведения разведочных работ.
В процессе строительства поисковых скважин решаются следующие задачи:
- полное вскрытие перспективных на нефть и газ среднетриасовых отложений;
- выделение в перспективном разрезе пластов-коллекторов, оценка их насыщения и продуктивности по результатам проектируемых работ;
- получение притоков нефти и газа при испытании скважин в колонне;
- определение физико-химических свойств флюидов в пластовых и поверхностных условиях;
- получение литолого-физической и емкостно-фильтрационной характеристики перспективной толщи;
- предварительная геометризация выявленных залежей нефти и газа;
- оценка запасов по категории С 1 и С 2 выявленных залежей нефти и газа.

2.1.2. Система размещения скважин
Поисковая скважина № 1 закладывается на расстояние 250 метров на запад от скважины № 6.
Проектная глубина 4400 м.
Проектный горизонт палеозой.
2.1.3. Геологические условия проводки скважины
При прогнозировании условий проводки скважин первостепенное значение уделялось фактически данным по площадям Ракушечное, Курганбай, Кзыладыр, Караащи, Кансу.
Пластовое давление. Из анализа геолого-промысловых данных по указанным площадям установлено, что достоверными давлениями охарактеризованы отложения нижней юры, верхнего и среднего триаса.
Градиенты пластового давления в этих отложениях соответственно составляют 0,0147, 0,0178; 0,0185 МПа/м.
В отложениях неоген-нижнеюрской части разреза, до глубины 3000м, где отсутствует замеры пластового давления, их градиенты рассчитаны по формулам.( табл. 5.3.1.)
η пл = Рпл / Н

Где η пл. - градиент пластового давления, МПа/м;
Н - расчетная глубина , м;
Рпл. – пластовое давление, МПа.

Рпл = ( С - Г ) х ρ / 100

где С - статический уровень пластовых вод, абс.отм;
Г - расчетная глубина, абс. Отм ;
ρ - плотность пластовых вод, г/см 3.
Статический уровень и плотность пластовых вод приняты по Сыдыкову Ж.С. и Корценштейну В.Н.
Для глубин свыше 3000 м пластовые давления прогнозируются на основе интерпретации результатов опробования испытания.
Поровое давление. В связи с не изученностью порового давления на площади Караащи нами условно принято, что поровое равно пластовому, но не ниже условно-гидростатического давления.
Давление гидроразрыва пород. Градиенты давления гидроразрыва пород для неоген-среднеюрской части разреза прогнозируются по данным Голубева Д.А. /29/ и Турова И.М. /33 /, для пород нижней юры и триаса- принимается по результатам вскрытия среднетриасового разреза в скважинах на песчаномысско-Ракушечной зоне сводных поднятий.
Пластовая температура. Геотермический градиент рассчитан по формуле.
Г = (Т-То)/(н-Но)х100

где Г - геометрический градиент 0С/100 м;
Нс = 25 м – глубина залегания нейтрального слоя ;
То = 140С–температура на глубине нейтрального слоя ;
Н - расчетная глубина, м;
Т - температура на расчетной глубине ( 0С), приняты по размеру в скважине №4 площади Курганбай.
Температура 900С ожидается на глубине 1370 м. На проектной глубине 3000 ожидается температура 207 0 С,1600С –глубине 3150 м.
Для использования опыта раннее пробуренных скважин приводим данные по скважине 2 площади- аналога Махат которая имела следующую конструкцию:
Кондуктор 324 мм на 206,4 м.
Техническая колонна 245 мм на 2996,5 м; 2-я промежуточная эксплуатационная колонна 194 мм на 4396 м.
Эксплуатационная колонна 146 мм на 4630 м.

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:47 | Сообщение # 30

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

Данные о глубинном строении Ракушечномысской площади базируются на материалах геофизических исследований КМПВ, МОГТ, МОВ, высокочастотной гравиметровой съемки, а также на материалах поисково-разведочного бурения.
Согласно комплексной интерпретации данных КМПВ и высокоточной гравиразведки складчатый фундамент в пределах Южного Мангышлака имеет блоковое строение. Рассматриваемая площадь расположена в пределах Ракушечного блока. Последний представляет собой выступизометрической формы, значительно приподнятый над сопредельной Жазгурлинской депрессией. Наиболее приподнятая часть его находится в акватории Каспийского моря. Склоны Ракушечного выступа довольно пологие, углы наклона, по видимому, не превышают 50. Глубина залегания поверхности фундамента в пределах Ракушечного блока составляет 4,2 – 5 км. В районе проектируемой скважины по материалам высокоточной гравиразведки поверхность складчатого фундамента ожидается ориентировочно на глубине 4,2 км. Однако не исключена возможность, что она может быть встречена и ниже.
Структурный план по палеозойским отложениям, перекрывающим фундамент, в настоящее время еще не выяснен. На временном разрезе МОГТ по профилю 30 прослеживаются отдельные отражения, видимо, приуроченные к неметаморфизованным породам палеозоя. По этим отражениям видно, что в райне скважин № 4- № 8 отмечается воздымание пород в северном направлении под углом 6 – 70. По данным высокоточной гравиразведки зафиксирована остаточная анамалия силы тяжести интенсивностью 0, млг к востоку от профиля скважин № 7 - № 12. Ее размеры составляют 7х3,5 км. Возможно эта аномалия является отражением палеозойской структуры.
Нижнетриасовые отложения залегают на эрозионной поверхности палеозоя с угловым несогласием. В пределах Ракушечной площади по реперным поверхностям в триасе фиксируются две структуры Ракушечномысская и Северо-Ракушечная. Ракушечномысская структура в пределах суши представляет собой северную переклиналь крупного поднятия, сводовая часть которого уходит под воды Каспийского моря. К северу от Ракушечномысской структуры расположено Северо-Ракушечное поднятие. Это поднятие имеет изометрическую форму, близкую к куполовидной. Ориентировано оно в субширотном направлении. Размеры его составляют 10 х 8 км. Амплитуда поднятия примерно 140 м. Углы падения пород на крыльях равны 2,5 – 30, в районе периклиналей доходят до 60. Западная переклиналь Северо-Ракушечной структуры и ее северное крыло разбиты серией дизъюктивных нарушений. Их амплитуды колеблются в пределах 120-150 м. Восточная переклиналь также осложнена тектоническим нарушением. Амплитуда его, видимо, не превышет 40-50 м.
Северо-Ракушечное поднятие находит свое отражение и в юрских породах. Но оно становится малоамплитудным, более пологим, меньших размеров. Так по кровле Ю-Х горизонта в контуре изогипсы -2715м, его размеры составляют 4х3 км. Амплитуда порядка 15 м. Структура имеет несколько ассиметричное строение. Углы падения пород на северном крыле 2-2,50, на южном – 1,50.
Ракушечномысское поднятие по юрским отложениям также значительно выполаживается , воздымаясь в сторону моря под углом 1-1,50. Между Северо-Ракушечным и Ракушечномысским поднятием расположена широкая пологая седловина.
По меловым отложениям наблюдается аналогичный структурный план, но структуры еще боле выполаживаются.

1.3.3. Нефтегазоносность.
Наиболее древние породы, которые предполагается вскрыть поисковыми скважинами, по-видимому, будут приурочены к фундаменту. Оценка перспектив промышленной нефтегазоносности пород фундамента представляет собой очень сложную проблему. В настоящее время как за рубежом, так и в нашей стране известны месторождения нефти и газа, частично или полностью связанные с различными породами кристаллического фундамента. Практика поисково-разведочных работ показала, что верхняя часть фундамента обычно характеризуется наличием зон разуплотнения вследствие тектонической региональной трещинноватости или существования множества локальных разломов, палеоэрозионной дезинтеграции, выветривания и выщелачивания, а также тектонической эрозии «эффект жерновов», скольжение пластов друг под другом. Таким образом, она сравнительно часто представляет собой карстовые полости-коллектора кавернозного типа. На площади Оймаша, расположенной в непосредственной близости от Ракушечного свода, в кристаллическом фундаменте по данным промыслово-геофизических исследований, зафиксированы зоны трещинноватости. В процессе опробования пород фундамента в скважинах № 9 и 12 Оймаша получены притоки нефти дебитом до 246 м3/сут на 9 мм штуцере. В пределах Северного Прикарабогазье на площади Кудук при опробовании в скважине № 1 пластоиспытателем на трубах КИИ-146 пород фундамента в интервале 2445-2640 м был получен приток пластовой воды со слабым выделением газа. Дебит воды ориентировочно равен 234 м3/сут.
Все вышеизложенное позволяет предположить, что при наличии в породах складчатого фундамента Ракушечного свода зон трещинноватости, последние могут содержать скопления углеводородов.
Вышележащие палеозойские породы в настоящее время еще не изучены. На площади Ракушечное вскрыта лишь их кровельная часть, мощность которой не превышает 100 м. Эти отложения были опробованы совместно с нижней пачкой индского яруса в скважинах №№ 6, 15, 17, 18. В результате проведенных испытаний получены лишь незначительные притоки пластовой воды. Однако это не зачеркивает перспектив всей палеозойской толщи. Согласно данным по соседним районам отложения палеозоя, относимые к переходному комплексу, представлены преимущественно терригенными образованиями с отдельными прослоями карбонатов. Породы в значительной степени уплотнены, их коллекторские свойства низкие, но им присущи зоны трещиноватости, с которыми могут быть связаны залежи углеводородов. В палеозойских отложениях присутствует органическое вещество сапропелевого и сапропелево-гумусового состава. Концентрация органического вещества в оленекских отложениях. Непосредственно на площади Ракушеная в скважине № 18 в керне, поднятом из интервала глубин 4296-4300 м, были зафиксированы примазки нефти по трещинам. На площади Оймаша в скважине № 9 из пород, условно относимых к палеозойским, в процессе проведения пластоиспытания в интервале глубин 3600-3640 м был получен приток нефти. Ее дебит через 10 мм штуцер составил 14,4 м3/сут. Площадь Ракушечная и Оймаша находятся в сходных геологических условиях. Все это позволяет рассматривать неметаморфизованные палеозойские отложения в данном районе как преспективные для поисков залежей углеводородов.
Индские отложения, залегающие на эрозионной поверхности палеозоя, могут быть перспективными лишь в своей нижней части, где они сложены песчаниками, конгломератами, реже известняками. В скважине № 12 Ракушечная к этим породам были приурочены повышенные газопоказания. В центральной части Ракушечной площади нижнеиндские отложения не опробовались. Вышележащие аргиллиты индского яруса, видимо, являются неперспективными, хотя в скважине № 8 при их бурении и были зафиксированы небольшие газопроявления.
Отложения оленекского яруса детально изучены в разрезе площади Ракушечная, где установлена их промышленная нефтегазоносность. При опробовании терригенно-карбонатных пород в скважинах №№ 5, 7, 8, 9, 10, 11, 14 Северо-Ракушечное были получены притоки газа с конденсатом. Так в скважине № 10 из интервала 3820-3952 м получен фонтанный приток конденсата дебитом 336 т/сут и газа дебитом 240,7 тыс.м3/сутки через 13 мм штуцер.
Трещинные коллекторы характеризуются пористостью равной 0,01-3,43%, проницаемостью 0,1- 2,5 мД. Для каверновых коллекторов значения открытой пористости составляют 10-29,3 %, значения проницаемости 1,0- 24 мД. В пределах Ракушечномысского поднятия из этих отложений получены слабые притока газа и нефти.
Нижнеюрские породы сложены терригенными образованиями. Они крайне изменчивы в литологическом отношении. Видимо здесь следует ожидать литологически экранированные залежи углеводородов. На наличие последних указывают нефтегазопроявления, отмеченные при бурении ряда скважин, данные промыслово-геофизических исследований, результаты испытания скважин (скважина № 2, интервал 3321-3335 м, скважина № 4, интервал 3455-3469 м, скважина № 7, интервал 3437-3452 м, скважина № 9, интервал 3265-3280 м, скважина № 11, интервал 3376-3405 м, скважина № 12, интервал 3291-3307 м, скважина № 25, интервал 3645-3666 м, скважина № 30, интервал 3310-3326 м). По материалам промысловой геофизики продуктивные пласты-коллекторы, приуроченные к нижней юре, выделены в трех скважинах (скважина № 8, интервал 3283-3287 м, скважина № 9, интервал 3239-3261 м, скважина № 108, интервалы 3299-3309 м, 3321-3335 м). В процессе проведения пластоиспытаний в скважине № 22 из интервала 3356-3491 м была получена нефть, а в скважине № 25 из интервала 3118-3182 м получен приток газа. При опробовании в скважине № 2 нижнеюрских отложений в интервале глубин 3342-3347 м вначале получили приток воды с газом, затем переодически стала поступать нефть. Все это говорит о том, что в районе параметрической скважины нижнеюрские породы могут содержать залежи углеводородов.
В среднеюрских отложениях, слагающих Северо-Ракушечное поднятие, открыта небольшая газовая залежь Ю-Х горизонта. Однако в пределах Ракушечномысской структуры, эти породы очевидно, будут водоносными. Вышележащие юрские и меловые отложения также, видимо, не будут представлять интереса в отношении нефтегазоносности.
Нефти меловых, юрских и триасовых отложений Южного Мангышлака генетически едины. Все они относятся к метановому типу и характеризуются содержанием парафинов от 15 до 30 %, смолисто-асфальтеновых веществ от 1,6 до 17,5 %, безсернистые, плотностью от 0,82 г/см3 и вязкостью динамической от 6,9 до 27,9 МПа*с. Температура застывания нефти колеблется в диапазоне 25-32 оС.
Газы меловых, юрских и триасовых залежей также очень близки по своему составу. Содержание метана колеблется в них от 80 до 89 %, доля тяжелых углеводородов - от 7 до 20 %. В газах присутствует азот (до 6 wacko

и углекислый газ (до 5 %).

1.3.4. Гидрогеологическая характеристика разреза.
Becьмa paзнooбpaзны нa paccмaтpивaeмoй тeppитopии гидpoгeo-лoгичecкиe и гидрохимические параметры пластовых вод. B мeлoвыx oтлoжeнияx минepaлизaция вoд cocтaвляeт дecятки гpaммoв нa литp, в юpcкиx oнa дocтигaeт 150-200 г/л, a в дoюpcкoм paзpeзe вoды имеют минepaлизaцию с диапазоном колебания oт 25 дo 170 г/л, пpичeм cущecтвeннoe paзличиe в минepaлизaции oтмeчaeтcя инoгдa дaжe в пpeдeлax oднoй cтpуктуpы кaк пo плoщaди, тaк и пo paзpeзу. В карбонатном дoюpcкoм paзpeзe плacтoвыe вoды coдepжaтcя в ocнoвнoм вo втopичнo-пopoвыx кoллeктopax, кoтopыe имeют лoкaльный xapaктep paзвития. B этoй cвязи cooбщaeмocть вoдoнacыщeнныx peзepвуapoв кaк пo лaтepaли, тaк и пo вepтикaли зaтpуднeна, либo вoвce oтcутcтвует, чтo и пoдтвepждaeтcя нaблюдaeмoй пecтpoтoй в минepaлизaции и типax дoюpcкиx вoд.
Плacтoвыe вoды пaлeoзoйcкoгo кoмплeкca в пpeдeлax Maнгышлaкa изучeны cлaбo. Пo aнaлoгии c мecтopoждeниeм Oймaшa мoжнo пpeдпoлoжить, чтo в пpeдeлax paccмaтpивaeмoй тeppитopии пaлeoзoйcкиe вoды будут oтнocитьcя к xлopмaгниeвoму типу c минepaлизaциeй 25-30 г/л и плoтнocтью 1,055 г/cм3.
Плacтoвыe вoды нижнeгo тpиaca пpeдcтaвлeны paccoлaми xлopкaльциeвoгo типa c минepaлизaциeй 160-170 г/л и плoтнocтью 1,1 г/cм3.
B cpeднeм тpиace мoгут быть вcтpeчeны плacтoвыe вoды кaк xлop-кaльциeвoгo (aнaлoгичнo нижнeтpиacoвым), тaк и гидpoкapбoнaтнoгo типa. Этoт тип вoд xapaктepeн для кapбoнaтныx кoллeктopoв. Kaк пpaвилo, этo минepaлизoвaнныe вoды (oт 20 дo 45 г/л) c плoтнocтью oт 1,012 дo 1,025 г/cм3.
Aнoмaльнo peзкoe oпpecнeниe плacтoвыx вoд в кapбoнaтax cpeднeгo тpиaca (гидpoxимичecкaя инвepcия) cвязывaeтcя c тaк нaзывaeмыми кoндeнcaциoнными вoдaми, кoтopыe пocтупaют вo втopичныe кoллeктopa пo paзлoмaм и тpeщинaм в гaзo-пapo-жидкoм cocтoянии. Этoт фaкт лишний paз пoдтвepждaeт peшaющую poль paзлoмнoй тeктoники в фopмиpoвaнии кaк втopичныx eмкocтeй в тpиace, тaк и пpиуpoчeнныx к ним зaлeжeй нeфти и гaзa.
Bepxнeтpиacoвыe и нижнeюpcкиe oтлoжeния cocтaвляют eдиный гидpoгeoлoгичecкий вoдoнocный этaж. Плacтoвыe вoды этoгo кoмплeкca oтнocятcя к xлopкaльциeвoму типу и являютcя кpeпкими paccoлaми c минepaлизaциeй cвышe 100 г/л и плoтнocтью 1,09-1,1 г/cм3.
Плacтoвыe вoды верхне-среднеюpcкoгo гидpoгeoлoгичecкoгo этaжa тaкжe являютcя кpeпкими paccoлaми xлopкaльциeвoгo типa c минepaлизaциeй, дocтигaющeй 200 г/л плoтнocтью 1,09-1,1 г/cм3. Плacтoвым вoдaм этoгo этaжa cвoйcтвeнa выcoкaя гaзoнacыщeннocть пpeимущecтвeннo углeвoдopoдными гaзaми. Coдepжaниe мeтaнa cocтaвляeт 90 %, ocтaльными кoмпoнeнтaми являютcя тяжeлыe углeвoдopoды.
B paзpeзe мeлoвoгo гидpoгeoлoгичecкoгo этaжa выдeляютcя двa вoдoнocныx кoмплeкca, включaющиx в ceбя aльб-ceнoмaнcкий и aпт-нeoкoмcкий вoдoнacыщeнныe гopизoнты.
Плacтoвыe вoды aпт-нeoкoмcкoгo вoзpacтa имeют минepaлизaцию пopядкa 30 г/л, плoтнocть 1,02 г/cм3 и oтнocятcя к xлopкaльциeвoму типу. Boды coдepжaт гaз пpeимущecтвeннo мeтaнoвoгo cocтaвa.
B aльб-ceнoмaнcкoм вoдoнocнoм кoмплeкce плacтoвыe вoды имeют минepaлизaцию 2,6-9,5 г/л и плoтнocть 1,001-1,007 г/cм3. Boды нeмeтaмopфизoвaнныe, cлaбocoлoнoвaтыe, cульфaтнoнaтpиeвoгo типa. Koмплeкc xapaктepизуeтcя выcoкoй вoдooбильнocтью.
Boды пaлeoцeн-эoцeнoвыx мepгeлeй, изoлиpoвaнныe oт вoдoнocныx гopизoнтoв чeтвepтичныx oтлoжeний тoлщeй oлигoцeнoвыx глин, oблaдaют дocтaтoчным нaпopoм, дeбит cocтaвляeт 20-50 м3/cут, плoтнocть вoды измeняeтcя oт 0,998 дo 1,002 г/cм3, минepaлизaция, cooтвeтcтвeннo, oт 4,6 дo 10,7 г/л. Boды cульфaтнoнaтpиeвoгo и xлopмaгниeвoгo типoв, cлaбoминepaлизoвaнныe.
1.4. Подсчет запасов
Извлекаемые запасы нефти и газа для площади Ракушечномыская, определенные по карте плотностей запасов категории С3, составляют:
нефти 0,6 млн. тонн
газа 1,9 млрд.м3
Запасы нефти, вычисленные объемным методом с использованием параметров, принятых при подсчете запасов месторождения Южный Жетыбай, приведены ниже таблице. Нефтенасыщенная площадь взята в контуре изогипсы – 3900 м структурной карты по У1У2 отражающему горизонту.
Горизонт Категория запасов Площадь нефтегазоносности, т.тыс. м2 Средне-взвешенная эффектив. нефтен.
мощн,м Коэф.
пористости Коэф. нефтенасыщенности Плотность нефти г/см3 Пересчетный коэф. Коэф. извлечен Запасы нефти, тыс.т
баланс извликаемые
Т2 С3 8250 5,0 0,12 0,72 0,831 0,800 0,30 2,369 710

Подсчет проводился по формуле:
Q=F• h •m •βH • γ •θ •ђ
F – нефтенасыщенная площадь, тыс.м2
h – средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная мощность, м.
m – коэффициент пористости
βH - коэффициент нефтенасыщенности
γ – плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в поверхностных условиях
ђ – коэффициент нефтеотдачи

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:48 | Сообщение # 31

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

Согласно данным бурения на соседних площадях и Кауынды геолого- геофизическим материалам проектный разрез на площади сложен триасовыми, юрскими, меловыми и неоген- палеогеновыми отложениями.
Наиболее древними отложениями, которые предполагается вскрыть на площади являются нижнетриасовые.

Триасовая система
Нижний отдел.
Оленекский ярус.

Отложения нижнего триаса на площади Кауынды планируется вскрыть на незначительную мощность, до 35 м. Это предположительно будут отложения оленека с преобладанием аргиллитов серых, тёмно-серых до чёрных, тонкодисперсных, плотных, местами раздробленных. Среди оргиллитов встречаются прослойки песчаников, плотных, МКЗ и прослойки чёрной органики. Для пород оленекского возраста характерны коллекторы трещинного и смещанного типов.

Юрская система.

Отложения юрской системы с региональным несогласием залегают на размытой поверхности триасовой толщи и представлены нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел.

Нижнеюрские осадки представлены толщей переслаивания серо-цветных песчаников, алевролитов и глин.
Песчаники и алевролиты от мелко- до крупнозернистых. Песчаники преимущественно аркозовые. Глины тонкодисперсные, плотные.
Разрез сложен пачками (25-30м) преимущественно песчано- алевритовых или глинистых разностей. Повсеместно прослеживается базальный слой песчано-гравийного состава (песчаники полимиктовые, разно-зернистые, гравелиты с прослоями конгломератов, содержащих гальку подстилающих триасовых пород.
Мощность нижнеюрских отложений на соседних площадях изменяется от 120-130 м на Парсумуруне, Северо- Западном своде до 20-40м на Северном Жетыбае. В проектных скважинах на Западный Чакырган планируется вскрыть нижнеюрские отложения мощностью в пределах 50-70м.

Средний отдел.

Отложения средней юры представлены ааленским, байосским и батскими ярусами.

Ааленский ярус.

Ааленские отложения сложены мощной толщей песчано- гравелитовых пород, в которой в виде маломощных прослоев отмечаются алевролиты. В основном породы представлены сцементированными разнозернистыми песчаниками и гравелитами. Вверх по разрезу зернистость песчаников постепенно уменьшается и они становятся более глинистыми.
Песчаники серые, светло-серые, с прослоями углистых аргиллитов и углей.
Глины серые, тёмно-серые до чёрных, в различной степени алеврит истые.
Мощность аалена ожидается 160- 175 м.

Байосский ярус.

Разрез представлен переслаиванием глин, песчаников и алевролитов, причём в нижней части преобладают глинистые, а в верхней песчано- алевролитовые разности. Характерным для байосских отложений является взаимное замещение по площади и разрезу отдельных пластов и пачек песчано- алевролитовых и глинистых пород.
Песчаники серые до тёмно-серых, буровато серые, МКЗ и СРЗ, местами хорошо отсортированные, крепкие, с включением мелких ОРО.
Алевролиты серые до тёмно-серых, слабосцементированные, слюдистые. Состав песчаников и алевролитов полимиктовый с глинистым цементом.
Глины тёмно- серые, почти чёрные, плотные, слюдистые, прослоями обагащённые обугленными растительными остатками с углистыми пропластками.
Мощность байосских отложений предполагается 390- 435 м.

Батский ярус.

Представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин с преобладанием первых двух разностей. Породы окрашены в серые, тёмно- серые, зеленовато-серые цвета.
Песчаники МКЗ, СРЗ, алевритистые, глинистые, большей частью полимиковые, с глинистым и глинисто-карбонатным цементом.
Алевролиты слоистые, глинистые, слюдистые.
Глины плотные, слоистые, алевритистые, с включениями мелких ОРО.
Мощность батских отложений 210-215 м.

Верхний отдел.

В разрезе выделены колловейский, оксфордский, киммериджский ярусы.

Келловейский ярус.

В верхней и нижней частях разреза преобладают глинистые разности, в средней песчано-алевритовые.
Песчаники и алевролиты серые, зеленовато- серые, преимущественно МКЗ. Породообразующие минералы их представлены кварцем и полевыми шпатами. Цемент глинистый, глинисто-карбонатный.
Глины темно-серые, зеленовато-и буровато-серые, алевритистые. Большинство глин представлено слабокарбонатными и некарбонатными разностями. В верхней части разреза карбонатность их постепенно возрастает и глины переходят в мергели.
Мощность келловейского яруса ожидается 90- 105 м.

Оксфордский ярус.

Преимущественно глинистая толща, лишь в верхней части разреза преобладают карбонаты (главным образом мергели).
Глины серые, тёмно-серые, зеленовато-серые, плотные. По мере обогащения карбонатом кальция глины переходят в мергели.
Мергели обычно имеют пелитоморфно-микрозернистое строение. Основная их масса глинисто-кальцитовая с примесью алевритового материала.

Мергели трещиноватые.

В отложениях Оксфорда, встречается пирит в виде конкреций и в рассеянном виде растительные и фаунистические остатки.
Мощность отложений 120- 130 м.

Киммериджский ярус.

Представлен карбонатной толщей со спародическими прослоями глин, песчаников и алевролитов.
Известняки и мергели серые, светло-серые и буровато-серые, тонко- и мелкозернистые, прослоями афанитовые и органогенно-обломочные, доломитизированные.
Песчаники и алевролиты серые, тонко- и мелкозернистые, кварц-полевошпатовые, известковистые и известковые. Глины тёмно-серые, известковые, большей частью тонкодисперсные.
Среди обильной фауны доминируют моллюски.
Мощность киммериджских отложений ожидается 40- 50 м.

Меловая система
В разрезе выделяются оба отдела- нижний и верхний.

Нижний отдел.

Отложения нижнего отдела представлены неокомским надъярусом, аптским и альбским ярусами.

Неокомский надъярус
Включает валанжинский, готеривский и барремский ярусы. Отложения неокома с размывом и несогласием залегают на верхнеюрских отложениях. В основании надъяруса залегает монолитный пласт базального конгломерата мощностью до 0,3 метра, состоящий из фосфоритовых желваков и галек различных пород.
Выше разрез сложен песчаниками известняками с подчиненными прослоями глин, алевролитов, доломитов. Породы окрашены в светло - серые, зеленовато - серые тона.
Средняя часть разреза представлена чередующимися песчаниками, глинами, алевролитами, известняками, доломитами, мергелями.
Верхняя часть разреза состоит, главным образом,. Из глин и песчаников с подчиненными прослоями мергелей и известняков. Для этой части разреза характерна пестро цветная окраска.
Среди песчаников преобладают мелкозернистые разности и средней крепости.
Алевролиты связаны с песчаником постепенным переходом. Глины зеленовато- серые, алевритистые.
Мощность неокома ожидается 65-70 м.

Аптский ярус.

Отложение аптского яруса начинаются с плиты песчаника с галькой и желваками фосфоритов. Мощность плиты составляет 0,2-1,5 м., реже 2,0-2,5 метра. Повсеместно выше залегает толща темно-серых, почти черных глин. Над глинистой толщей появляются прослои песчаников, алевролитов.
Аптские глины алевритистые , иногда слабо карбонатные, с большим содержанием тонкорассеянного детрита обугленной органики.
Песчаники серые, зелено-серые, мкз, алевритистые, содержат мелкие зерна и желваки фосфоритов. Цемент карбонатный или глинистый, базального, порового или смешанного типов.
Мощность аптских отложений 70 м.

Альбский ярус.
Отложения альбского яруса начинаются темно-серыми глинами с прослоями песчаников и алевритов. Средняя часть разреза сложена толщей равномерно переслаивающихся песчано-алевролитовых и глинистых пород. В верхней части доминируют алевролиты, подчиненным виде песчаники, глины.
Глины серые, темно-серые, почти черные, алевритистые, иногда слабо карбонатные.
Песчаники и алевриты серые, темно-серые и зеленовато-серые. Среди песчаников преобладают разности.
В альбских отложениях встречаются многочисленные остатки раковин, конкреции фосфоритов и мелкий растительный детрит.
Мощность отложений альба порядка 540 м.

Верхний отдел.
Верхнемеловые отложения представлены сеноманским ярусом, сенон-туронским надьярусом и датским ярусом.
Отложения верхнего мела по литологическим признакам подразделяется довольно четко на две части: нижнюю- преимущественно терригенную и верхнюю- мергель но- меловую.

Сеноманский ярус.
Литологический состав отложений отличается широким развитием глинисто- алевролитовых пород, содержащих отдельные пласты песчаников и крупнозернистых алевролитов небольшой мощности.
Нижняя граница яруса проводится по подошве фосфоритового горизонта.
Глины тёмно-серые, зелёно-серые, алевритистые, тонкослоистые, плотные, с большим количеством обугленных растительных остатков.
Алевролиты серые, зелёно- серые, разнозернистые, полимиктовые. Цемент карбонатный или глинистый базального, порового и смешанного типов.
Мощность сеномана до 120 м.

Сенон-туронский надъярус.
Сенон-туронские отложения начинаются с подошвы фосфоритового песчаника.
Песчаник серый, крепкий, МКЗ, слюдистый. Слагают надъярус мелоподобные известняки, писчий мел, меловые мергели. Цвет пород светло- серый, белый, иногда с желтоватым оттенкам.
Известняки хемогенные состоят из пелитоморфных разностей с органогенным детритом.
Мергели пестро цветные, плотные, крепкие, участками трещиноватые, мелоподобные.
Мел писчий, плотный, участками мягкий до рыхлого.
Мощность отложений сенон-турона в пределах 80 м.

Палеогеновая система.

Отложения палеогена с размывом залегают на породах сенон-турон и начинаются с датских осадков, представленных пелитоморфными и органогенно-обломочными известняками с прослоями мергелей и глин. А в основании датских осадков повсеместно прослеживается прослой меловых пород с галькой.
Выше разрез сложен мелкозернистым песком серого цвета, реже это песчаник, белые мергели с сероватым оттенком, очень крепкие, с конкрециями пирита. Мергели переходят в коричневатые известковые глины с обильными рыбными остатками и мелоподобные мергели белого цвета. В них содержатся железистые конкреции и кристаллы гипса.
Вышележащая толща пород резко отличается от подстилающих. Она представлена монотонной толщей глин зеленовато- серых с фукоидами, заполненными порошкообразным пиритом.
Глины жирные, иногда слабо песчанистые, среди них отличаются прослои мергелей серо цветных, мелоподобных.
По всему разрезу отмечаются сидеритовые конкреции, пиритовые, гипсовые, марганцевые раковины моллюсков.
Мощность отложений палеогена предполагается от 150 м до 185 м.

Неогеновая система.

Неогеновые осадки трангрессивно залегают на породах палеогена.
В нижней части разреза переслаивание глин известковистых зеленовато- серых с мергелями и известняками белыми и светло- серыми.
Верхняя часть представлена известняками органогенно-обломочными, солитовыми, белыми и светло-серыми, с прослоями мергелей серых пелитоморфных.
Мощность неогеновых отложений ожидается порядка 25- 40 м.

Четвертичная система.
Четвертичные отложения состоят из суглинков, супесей, песка.
Мощность отложений 5 м.

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:50 | Сообщение # 32

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

Краткая литолого-стратиграфическая характеристика, изменение мощностей приводятся по геолого-геофизическим данным, полученным при бурении скважин на ближайших площадях Беке-Башкудукского вала (Жоласкан-Дунгинская группа площадей, Сауринская параметрическая скважина № І-ІІ, скв. І Южная Караманата, № І-ІІ Карасязь-Таспас, Сокко-Сенек-Шалабайская группа структур) и Южного Мангышлака (Южный Жетыбай, Сев. Карагие, Оймаша, РОакушечная, Ташкум, Жиланды и др.), с учетом результатов сейсмических работ МОГТ, проведенных на проектируемых площадях трестом МНГФ.
Ниже приводим краткое литологическое описание стратиграфических горизонтов, которое планируется вскрыть в поисковых скважинах І-ІІ и 2-ІІ Западном и Восточном Чакыргане.
Палезойская группа.
Отложения этой группы представлены, в основном, терригенными породами, преимущественно углисто-глинистыми сланцами, слабо известковистыми прослоями, с редкими пропластками аргиллитов и туфокислой магмы.
Аргиллиты темно-серые, черные, алевритистые.
Туфы кислой магмы, сильно изменены, средне-мелкозернистый, с включениями глинистого материала.
Алевролиты темно-серые, почти черные, крепкие, плотные, крупно-мелкозернистые.
Палеозойские отложения вскрыты на соседних площадях в скважинах Саура І-ІІ (700 м), Сев. Карагие № І (603 м), Южный Жетыбай №4 (260м). Кроме того, они установлены и в других скважинах Жетыбай-Узеньской тектонической ступени ( Жетыбай, Придорожная, Бектурлы), Песчаномысско-Ракушечного свода (Оймаша, Ташкум, Ащисор, Жиланды, Уйлюк) и Карабогазского свода (в том числе и его северной части, Темирбаба №І). Эти отложения выделены здесь на основании литолого-петрографических данных и палеонтологических исследований.
Предполагается на проектируемых площадях Чакыргана вскрыть палеозойские отложения мощностью 900-1020м.
Мезозойская группа.
Триасовая система.
Триасовые отложения вскрыты и изучены повсеместно на Мангышлаке.
Триасовая система представлена карбонатной, туфоаргиллитовой и карбонатно-терригенной пачками.
Карбонатная пачка представлена известняками и доломитовыми известняками. Известняки темно-серые, плотные, алевритистые, доломитистые, мощность 370м.
Туфо-аргиллитовая пачка представлена аргиллитами темно-серыми, очень крепкими слоистыми, песчаниками серыми, крепкими с прослоями туфов кислой магмы, мощность 120м.
Карбонатно-терригенная пачка представлена чередованием аргиллитов темно-серых, песчаников серых, средне-мелкозернистых и алевролитов, а также темно-серых известняков. Мощность пачки 330 м.
Юрская система.
Отложения юрской системы представлены тремя: нижним, средним и верхним отделами. Расчленены на соседних площадях с учетом палеонтологических данных и электрокаротажа.
Нижняя юра.
Эта толща переслаивания темно-серых, серых песчаников, алевролитов, плотных, песчанистых глин и аргиллитов. Песчаники мелко-среднезернистые, крепкие, кварцевые, массивные, полимиктовые. Породы обогащены углистым веществом.
В районе купола Сокко (скв. №77) отложения нижней юры отсутствуют, а в юго-восточном направлении имеют тенденцию к увеличению мощности, примерно 100 м на Шалабае и 42 м в скв. 2-Сенек.
В скважинах №І Южная Караманата и № ІІ-І Карасязь-Таспас, пробуренные в присводовой части Беке-Башкудукского вала, нижнеюрские отложения отсутствуют.
На западной периклинали вала (Дунга, Жоласкан, Саура и др.) нижнеюрские отложения отсутствуют.
Так, в скв. І-ІІ Саура нижнеюрские отложения выделены в интервале 2970-3082 м, мощностью 112 м. и установлены по споровопыльцевым комплексам, изученным А. А. Цатуровой, К. В. Виноградовой.
Н. А, Тимошиной и Н. А. Меньшиковой в интервале 3000-3005 м определены единичные фауны, позволяющие отнести пачку к нижней юре. Юрские породы залегают на триасе с размывов, местами с глубоким. На Чакырганском прогибе полагаем, что нижнеюрские отложения сохранены, и вскрываемая мощность будет составлять 130м.
Средняя юра.
Представлена переслаиванием глин, песчаников и алевролитов.
Глины темно серые, плотные, алевритистые, гидрослюдистого состава с ОРО (обуглившиеся растительные остатки).
Песчаники темно-серые, серые, мелко-средне-зернистые, полимиктовые, с прослоями, обогащенными черными ОВ, которые иногда выполняют роль цемента.
Алевролиты примерно того же состава, что и песчаники.
На площади Саура выделяются все три яруса средней юры: ааленский, байосский и батский, соответственно с мощностями 100м, 230м и 161м.
Вскрытая мощность средней юры в скв. І-ІІ Саура-491м, № І Юж. Караманата-500м, ІІ-І Карасязь-Таспас-493м.
Мощность средней юры на Чакыргане-580м.
Верхняя юра
В пределах Чакырганского прогиба верхнеюрские осадки должны быть сохранены полностью. Однако в осевой части Беке-Башкудукского вала и Тумгачинской антиклинальной зоне наблюдается наибольший размыв верхнеюрских отложений.
В западной и восточной периклинальной частях вала верхнеюрские отложения по даннаы бурения сложены тремя ярусами.
Келловейский ярус. Отложения представлены зелено-серыми, темно-серыми глинами, песчаниками, алевролитами с преобладанием первых.
Глины плотные, алевритистые, слабо песчанистые.
Песчаники преимущественно мелкозернистые, сильно алевритистые.
Алевролиты мелко- и разнозернистые, песчанистые, полимиктовые.
Мощность отложений келловейского яруса 85 м.
Оксфордский ярус. Глины, песчано-алевролитовые, с преобладанием известняков.
Глины серые, темно-серые, зеленовато-серые, мергелистые, алевритистые, реже слабо песчанистые.
Мощность Оксфордского яруса 140м.
Кимериджский ярус. Кимериджские отложения залегают на оксфордских породах с небольшим размывом. Они сложены карбонатными образованиями с подчиненными прослоями глин, алевролитов и песчаников. В верхней части разреза отмечается увеличение терригенных разностей.
Карбонатные породы представлены известняками, доломитами, мергелями.
Известняки серые, афанитовые, органогенно-обломочные, иногда мелкокристаллические, местами мелкокавернозные, нередко доломитизированные, с примесью глинистого или песчано-алевритового материала.
Доломиты темно-серые и серые, мелкозернистые, с включением вторичного кальцита и кренезема.
Песчаники и алевролиты серые, светло-серые, местами с зеленоватым оттенком, мелкозернистые, полимиктовые, крепко сцементированные карбонатным и кремнистым цементом.
Породы разбиты трещинами, выполненными мелкокристаллическими кальцитом.
Мощность кимериджского яруса 90 метров.
Общая мощность отложений верхней юры 315м.
Меловая система.
На изученных площадях, расположенных, а сводовой части Беке-Башкудукского вала, на дневную поверхность обнажаются различные ярусы меловой системы от алъба до датского возраста. Поверхностные разрезы изучены в прцессе геологической съемки. Более полные сведения о литологической характеристике и мощности отложений получены также в разрезах глубоких структурно-поисковых и поисковых скважин, пробуренных в присводовой и периклинальных частях Беке-башкудукского вала.
На проектируемых площадях ожидается вскрытие двух отделов меловой системы.
Нижний отдел.
В составе нижнего отдела выделяются валанжинский, готеривский, барремский, аптский, и альбский ярусы.
Валанжинский ярус сложен переслаиванием известняков, песчаников, алевролитов, глин. Породы серого, зелено-серого цвета. Песчаники мелкозернистые, кварцевые, местами известковистые. Известняки органогенно-обломочные. Мощность отложений валанжинского яруса 45м.
Готеривский ярус представлен глинами, алевролитами, песчаниками, мергелями. Породы серого, темно-серого цвета.
Глины плотные, алевритистые, карбонатные.
Песчаники полимиктовые, глинистые. Известняки органогенно-обломочные, иногда оолитовые с примесью терригенного материала. Мощность отложений готеривского яруса 75 м.
Барремский ярус представлен пестроцветными глинами с прослоями песчаников, алевролитов, реже мергелей.
Глины плотные, алевритистые, карбонатные. Песчаники мекозернистые, полимиктовые. Алевролиты разнозернистые, песчанистые.
Ожидаемая мощность барремского яруса 150 м.
Аптский ярус сложен темно-серыми, почти черными глинами и алевролитами с подчиненными прослоями песчаников. Глины плотные, иногда алевритистые, обогащенные тонкодисперсным органическим веществом. Песчаники мелкозернистые, массивные, полимиктовые.
Мощность аптских отложений 110 м.
Альбский ярус сложен чередованием глин, песчаников и алевритов. Глины темно-серые, тонкослоистые, алевритистые. Песчаники и алевролиты темно-серые, зеленовато-серые, мелкозернистые, полимиктовые.
Мощность альбских отложений 450 м.
Общая мощность отложений нижнего мела 830 м.
Верхний отдел.
По литолого-фациальным признакам верхнего мела четко разделяются на два комплекса: терригенный (сеноманский ярус) и карбонатный-все вышележащие ярусы, включая датский.
Сеноманский ярус сложен зеленовато-серыми и серыми уплотненными глинами и песчаниками, иногда желтоватым оттенком. Песчаники полимиктовые, алевритистые, мелкозернистые.
Мощность сеномана 100 м.
Турон-сенонские отложения сложены плотными, массивными светло-серыми мергелями, белым писчим мелом, с прослоями известковистых глин.
Мощность отложений 420м.
Датский ярус представлен преимущественно известняками, с желтоватым, иногда зеленоватым оттенком, с большим количеством фауны, особенно морских ежей.
Мощность датского яруса 30 м.
Общая мощность верхнего мела 550 м.
Кайнозойская группа
Палеогеновая система.
Комплекс пород палеогена с размывом залегает на карбонатных отложениях верхнего мела и обнажается на бортах Чакырганского прогиба. Это известняки и мергели среднего эоцена. Под песчаными массивами Саускана, Бостанкума залегают мергели верхнего эоцена.
В скв. І-ІІ Саура отложения палеогена представлены всеми тремя отделами: палеоценом, эоценом и олигоценом. Представлен песками, мелко-среднезернистыми песчаниками, мергелями, светло серыми, средней крепости, массивными. В верхней части - в основном, однообразной мощной толщей глин, серых, зеленовато-серых, иногда с буроватыми включениями рыбных и растительных остатков.
Общая вскрываемая мощность палеогеновых отложений 330 м.
Неогеновая система.
Трансгрессивно залегают на различных горизонтах. Вскрыты на площадях Сокко, Шалабай, Сенек, Саура и др. Представлены они отложениями миоценового отдела. Мощность изменяется в пределах 0-130 м.
Миоцен.
Из отложений миоценового отдела по данным пробуренных не глубоких гидрогеологических скважин на проектируемых площадях присутствуют отложения тортонского и сарматского ярусов.
Тортонский ярус сложен зеленовато-серыми мергелями, очень крепкими и известковистыми глинами с прослойками песков и песчаников. В основании разреза почти повсеместно развит прослой (0,5-1,5) мелкогалечного конгломерата, иногда ржаво-бурого крупнозернистого песчаника с включениями рассеянной гальки. Мощность отложений тортонского яруса 50-100 м.
Сарматкий ярус в верхней части разреза выпажен неоднородными известняками: органогенными, оолитовыми и глинистыми местами, переходящими в мергель, с тонкими прослоями глин.
Нижняя часть разреза составляют глины неоднородной окраски.
Серовато-зеленых тонов с прослоями известняков и мергелей.
Мощность яруса колеблется от 0 до 30 м.
Четвертичные отложения, развитые на отдельных участках, представлены песками, супесями, суглинками эолового, пролювиального, аллювиального происхождения.
Мощность их до 10 м.

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:51 | Сообщение # 33

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

В тектоническом отношении Чакырганский прогиб входит в состав Центральной Мангышлакско-Устюртской зоны поднятий и расположен между двумя крупными тектоническими элементами ІІ порядка: Каратауским валом на севере и Беке-Башкудукским валом - на юге, отделяясь системой тектонических нарушений. Характерным для всех этих элементов является линейная вытянутость в субширотном направлении.
По данным А. И. Димакова (1972г.) на Мангышлаке поверхность фундамента ступенчато погружается с юга (Карабогазский свод-2-2,5 км) на север, достигая в пределах Центрального Мангышлака (Каратауский вал) глубины порядка 12 км.
Чакырганский прогиб расположен в приосевой линии погружения, и глубина залегания поверхности складчатого фундамента достигает 8-10 км.
В строении осадочной толщи выделяются два структурных этажа: юрско-неогеновый и доюрский (триас-палеозой).
Каратауская мегаантиклиналь по доюрскому комплексу пород имеет форму горстообразного поднятия, продольными и поперечными разрывами на серию различно приподнятых тектонических блоков (Димаков, Коган). Блоки облегаются юрскими и нижнемеловыми породами и выступают в виде отдельных локальных структур. В центральной приподнятой части Каратау на дневную поверхность выходят отложения пермотриаса, смятые в складки.
С учетом материалов геологоразведочных исследований В. И. Попковым построена структурная карта по подошве юрских отложений Мангышлака, на которой четко выделяется, наряду с другими структурами, Беке-Башкудукский вал и Чакырганский прогиб.
Последние далеко прослеживаются, в акватории Каспийского моря и примерно на меридиональном окончании Тюбкараганского полуострова происходит, затухание Беке-Башкудукского вала. Чакырганский прогиб здесь сливается с сегендыкской депрессией в одну крупную отрицательную структуру.
В центральной части Чакырганского прогиба наблюдается воздымание с -2,7 до -1,9 км, к западу, подошвы юры погружается до -3,3 км и образует Западно-Чакырганскую синклиналь с размерами по суше 150*25км, амплитудой 1,4 км.
В тектоническом плане восточная часть Чакырганского прогиба находится между Тумгачинской антиклинальной зоной (на северо-востоке) и Беке-Башкудукским валом на юге. Геологическое строение этой территории Мангышлака наименее изучено по сравнению с окружающими участками.
На структурной карте по подошве юрских отложений четко выделяется замкнутая и Восточно-Чакырганская синклиналь, по форме узкая и вытянутая в субширотном направлении, северное и южное крылья крутые, северо-западная центроклиналь положе юго-восточной.
Восточная синклиналь ограничивается изогипсой-2,1км, а в центральной погруженной части подошва юры достигает отметку -2,7 км. Размеры Восточно-Чакырганской синклинали изогипс -2,1 км составляют 90*12 км, амплитуда равна 600м. Западная и восточная синклинали в центральной части прогиба разделяются между собой Кзылтуранской седловиной с экстремальной отметкой-1,9 км.
На рассматриваемых площадях проведены сейсмические работы.
Геологическое строение площади Западный Чакырган, на которой проектируется поисковая скважина № І-ІІ, представлено работами с. п. 2/78-79, проводившей в 1979 г. детальную площадную сейсморазведку МОГТ.
Основные геолого-геофизические результаты представлены структурными картами и картами изохрон масштаба 1:50 000 по отражающим горизонтам І (верхи сенона), ІІ ( подошва сенон-турона), ІІІ І (в отложениях баррема), ІІІ(подошва кимериджа) и VІ (размытая поверхность триаса).
Структурные карты по І, ІІ, ІІІ І и ІІІ отражающим горизонтам отображают строение верхнеюрской и меловой части осадочного чехла. Структурный план по VІ горизонту в общих чертах идентичен со структурными планами по вышележащим юрско-меловым горизонтам. Чакырганский прогиб на структурных картах по всем отражающим горизонтам вытянут в субширотном направлении. Осевая линия его слегка прогнута к югу, плавно погружается с востока на запад. Ширина прогиба здесь 10-12 км. Северный борт прогиба намного круче южного. Углы падения соответственно на северном борту до 5°, на южном не превышает 1°. Сочленение северного борта Чакырганского прогиба с Каратауским валом происходит через тектоническое нарушение, которым затрагивается все прослеженные горизонты от VІ до І включительно. При этом амплитуда сброса возрастает с глубиной от 130 м (ІІ горизонт) до 200 м (ІІІ горизонту).
В пределах рассматриваемой западной части Чакырганского прогиба на поисковым этапе сейсмикой каких-либо локальных поднятий не зафиксировано. Однако, с точки зрения поисков нефти и газа могут представлять определенный интерес приосевая и, особенно, прибортовые зоны сочленения Чакырганского прогиба с Беке-Башкудукским и Каратауским валами.
В результате интерпретации сейсмического материала МОГТ Восточно-Чакырганской площади (в районе проектной скв. 2-ІІ) выделено три опорных отражающих горизонта: ІІІ (кровля готерива), ІV2 (подошва бата) и VІ (размытая поверхность доюрских отложений).
Основными результативными материалами проведенных детальных сейсмических исследований являются структурные карты масштаба 1:50 000 по вышеуказанным отражающим горизонтам.
В целом юрско-меловой комплекс характеризуется унаследованностью структурных планов по всем его отложениям.
В юго-восточной части Чакырганского прогиба зафиксировано его центриклинали по изогипсам-1040-1089 м (ІІІ горизонт);-1440-1480 м (ІV2 горизонт). К северо-северо-западу от проектируемой площади (скв. 2-ІІ восточный Чакырган) в 3,5 км наблюдается максимальное погружение прогиба данного района, которые вырисовывается треугольной формы. Максимальная отметка погружения по ІІІ горизонту-1320 м, по ІV2 -1840 м и по VІ-2820м. В северо-западном направлении с ундуляции оси прогиба происходит плавное воздымание всех горизонтов на 80-180м.
В данном районе прогиб симметричен, крылья его полого (под углом 3°-4°) воздымаются к Беке-Башкудукскому валу и зоне Восточно-Мангышлакских дислокации.
В результате проведенных сейсморабот установлено увеличение мощностей J1+J2 горизонтов от бортов в сторону прогиба более чем на 200 м. В этом же направлении на 200-220 м возрастают мощности Оксфорд-кимериджский региональной покрышки, что в совокупности с другими факторами значительно повышает перспективы нефтегазоносности проектируемых площадей Чакырганского прогиба. В этой связи южная зона сочленения прогиба Беке-Башкудукским валом представляет практический интерес для заложения поисковой скважины 2-ІІ Восточный Чакырган.

1.3.3. Нефтегазоносность
Непосредственно на Чакырганском прогибе прямые признаки нефти и газа не установлены. Поверхностные нефтепроявления приурочены к сводовой части Беке-Башкудукского вала – район колодцев Карасязь-Таспас. Здесь породы, содержащие битум, частично выведены на поверхность. Интенсивные нефтепроявления приурочены к трещинам и дизъюнктивным нарушениям. При бурении картировочных и структурно-поисковых скважин отмечалось общее площадной распространение нефтегазовых признаков из отложений мела и юры.
В 1954 году при бурении скважины № 31 у колодца Беке (ВНИГРИ) с лубины 112 м (средний альб) произошел выброс воды и газа, который сменился выбросами газа. В 1955 году (ВНИГРИ) при разбуривании района колодца Беке в ІІ скважине получены газо-водопроявления.
В 1959 году (ВНИГРИ) пари бурении скважин № І (колодец Беке) и № 2 (колодец Караманата) газопроявления и пленки нефти встречены в отложениях апта, готерива, валанжина и юры.
В 1967 году при бурении структурно-поисковых скважин в районе площади Караманата нефтегазовые признаки были приурочены, в основном, в отложениях неокомо и, частично, к альбу.
Промышленные залежи нефти и газа установлено глубоким бурением в западной части сопредельного прогибу Беке-Башкудукского вала на площадях Жоласкан, Дунга, Еспелисай в отложениях апта и верхней юры. Здесь же в скважине № І-ІІ Саура в процессе бурения из отложений юры и иже наблюдалось интенсивное нефтегазопроявления, а фонтан газа был получен из пород кровли келловея (2450 м).
Из верхнего палеозоя при испытании интервала 4403-4500 м был получен газ, с содержанием метана СН4-85,5%, этана С2Н2-2,55%.
С глубин 4461,4463,4465 м при испытании опробователем на каротажном кабеле отмечены УВ с суммарным содержанием до 39%. Газовоздушная смесь горит. Однако по геофизическим данным эти пласты не выделяются.
Благоприятные условия залегания триасовых и палеозойских отложений на западной периклинали Беке-Башкудукского вала,

уменьшение степени метаморфизма и дислокации и более полное их вскрытие, полученные прямые признаки нефти и газа, обуславливают обнадеживающие предпосылки для нефтегазопроявления и сохранения залежи УВ в этих отложениях и в районе прогиба.
В доюрских отложениях проектируемого района следует ожидать массивные, литологически и тектонически-экранированные залежи нефти и газа.
Восточно-Чакырганская площадь расположена между юго-восточным погружением Беке-Башкудукского вала и Восточно-Мангышлакскими дислокациями. В ряде скважин на площадях Сокко, Шалабай,Сенек, расположенных на восточной периклинали Беке-Башкудукского вала, встречены признаки нефти и газа в разрезе меловых и юрских отложений. Их литолого-фациальные особенности и коллекторские свойтва аналогичны юрско-меловому разрезу Жетыбай-Узеньской нефтегазоносной зоны.
Как на восточной, так и на западной части Чакырганского прогиба, перспективы связываются с увеличением в прогибе мощностей, в первую очередь юрской и доюрской толщ, а, следовательно, увеличение эффективной мощности пластов-коллекторв, способных содержать УВ. В направлении от бортов Тумгачинской антиклинальной зоны и Беке-Башкудукского вала к Чакырганскому прогибу фиксируется значительное увеличение разреза верхней части юры, в результате чего ожидается возрастание мощности оксфорд-кимериджской толщи, играющей роль региональной покрышки, способствующей удержанию углеводородов в нижележащих коллекторах. Следовательно, перспективы территории Чакырганского прогиба должны расцениваться, значительно выше его тектонических сопредельных зон.
При этом ловушки могут быть структурным, так и неструктурных типов.
На территории Южного Мангышлака доюрские отложения являются комплексом с установленной промышленной нефтегазоносностью, как в палеозойских, так и в триасовых отложениях. Это доказано открытием в нем палеозойского (Оймаша) и триасовых (Южный Жетыбай, Ракушечное, Сев. Карагие и др.) месторождений, промышленных притоков и непромышленных скоплений УВ (Актас, Узень, Зап. Тенге, Каунды, Темирбаба и др.).
Куприным П. Н., Полонской И. Я. И др. проведено изучение состава свойств и условий залегания рассеянного органического вещества т твердых нафтидов по разрезам отложений разведочных скважин Южного Мангышлака. Ими дана оценка геохимических параметров ОВ как важнейщих критериев обнаружения скоплений нефтяных УВ. В результате обобщения результатов авторы в сравнительном плане рассматривают возможности палеозойских, триасовых и нижнеюрских отложений генерировать, аккумулировать и сохранять скоплений нефти и газа.
Медведевой А. М., Виноградовой К. В. проведено палеонтологическое исследование пробы нефти триасовых и палеозойских отложений на месторождениях Северо-Ракушечное, Оймаша и др. Анализ триасовых нефтей показал, что определенный комплекс микрофоссилий представлен как триасовыми, так и палеозойскими миоспорами и актитархами. В результате комплексных геолого-палеонтологических исследований авторами сделан вывод: триасовые скопления УВ нефтяного ряда могли быть сформированы как за счет нефтей генерированных вмещающими отложениями, так и более древними толщами, что позволяет положительно оценить перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений на Мангышлаке.
Учитывая вышеизложенное и подчеркивая наличие прямых признаков нефти и газа в соседних зонах (Беке-Башкудукский вал, Юж. Мангышлак), обширная территория Чакырганского прогиба может рассматриваться как обьект для заложения поисковых скважин, а возможно, и дальнейших поисково-разведочных работ.

1.3.4. Гидрогеологическая характеристика разреза
Гидрогеологические условия участка Восточный Чакырган характеризуется значительными различиями, и крайне неравномерной изученностью, в связи требуют раздельного рассмотрения.
В пределах участка Восточный Чакырган наиболее изучены в гидрогеологическом отношении водоносные комплексы четвертичных отложений (месторождения Саускан, Туйесу, песчаный массив Бостанкум). Минерализация вод колеблется в пределах от 0,2 до 10-16 г/л, плотность 1,001 г/см3. Пресные воды, как правило, гидрокарбонатнонатриевого и сульфатно-натриевого состава. Глубина залегания зеркала грунтовых вод изменяется от 2-3 до 6-8м. Дебиты скважин достигают 120-460 м3сутки. Эксплуатационные запасы пресных вод с минерализацией до 105 г/л по категориям А+В+С1 составляют 24 тыс. м3/сутки.
Слабосолоноватые (до 3г/л) и соленые воды (3-5 г/л) получили более широкое распространение, но запасы их не подсчитывались.
В отложениях палеогена и верхнего мела характер распространения подземных вод спорадический и устойчивые притоки (20-40 м3/сутки) получены в единичных скважинах. Минерализация вод 12-23 г/л (а в пределах месторождений и до 1-6 г/л, плотность воды 1,01 г/см3).
Возможны воды хлормагниевого типа.
Что касается альб-нижнетуронских комплекса, то в пределах прогиба на участке восточный Чакырган, он не изучен и опробован в пределах антиклинальных структур (Кызылсу). Здесь в пределах выхода на дневную поверхность, при глубине залегания 100-150м получены как солоноватые воды (до 5 г/л), так и соленые (47 г/л), с дебитом на самоизливе до 3 л/сек.
Ориентировочно воды сульфатно-натриевого типа плотность г/см3, статический уровень земли +157,5 м.
Неоком-аптский и юрский водоносные комплексы опробованы на площадях Сокко,Шалабай. Минерализация вод как нижнемеловых, так и юрских горизонтов невысокая и изменяется в пределах 9-21 г/л и лишь в глубокопогруженных горизонтах (ХХV-ХХІІІ пласты) возрастает до 117-158 г/л.
Соленые воды сульфатно-натриевого и реже гидрокарбонатно-натриевого состава, а рассолы-хлоркальциевого.
Воды пермо-триасовых отложений вскрыты и опробованы на Акпане, где минерализация их достигает 215 г/л.
Плотность воды ожидается 1,1 г/см3. Хлоркальциевый тип воды.

1.4. Подсчет ресурсов нефти и газа
Количественная оценка ресурсов нефти и газа площадях № І-ІІ Западный Чакырган и № 2-ІІ Восточный Чакырган по категории С3 осуществлена по средне-нижнетриасовым отложениям на основании карты плотностей перспективных ресурсов по формуле:
Q=α*F ,
где, α – плотность ресурсов расчетного участка, тыс.тн/км2 и составляет 425 тыс.тн/км2.
Плотность взята по аналогии с месторождением Южный Жетыбай (К=0,5) и составляет:
850 тыс.тн/км2*0,5=425 тыс.тн/км2.
F – площадь нефтегазонасыщенности, км2, для средне-нижнетриасовых отложений равна 2,3 км 2.
Прогнозные балансовые запасы составляют:
423 тыс.тн/км2*2,3=972.9 тыс.т.
С учетом коэффициента соотношения нефти и газа 1:1 балансовые запасы газа составляют:
Нефти – 0,49 млн. т.
Газа – 0,49 млрд. м3.
Извлекаемые запасы с учетом коэффициента нефтеизвлечения 0,28 и газоизвлечения 0,83 составляют:
Нефти – 0,49 млн. т. *0,28 = 0,14 млн.т.
Газа – 0,49 млрд. т.* 0,83= 0,41 млрд. м3.
Таким образом, прогнозируемые извлекаемые запасы нефти (без учета коэффициента успешности) составляют 0,14 млн. т., газа – 0,41 млрд. м3.
Всего, в успешном топливо 0,03 млн. т.

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:53 | Сообщение # 34

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

В процессе бурения параметрических скважин производится комплекс геологических, геофизических, гидрогеологических исследований, которыми решаются следующие основные задачи:
- устанавливается возраст и литологический состав пород разреза, производится дробное расчленение и корреляция его по площади;
- изучаются прямые и косвенные признаки нефтегазоносности площади;
- выясняется гидрогеологическая характеристика разреза;
- определяется характер и коллекторские свойства горизонтов, представляющих интерес для опробования в процессе бурения или после заканчивания бурением скважины, а также экранирующих покрышек;
- определяются величины исходных параметров для подсчета запасов УВ;
- изучаются геологические условия проводки скважин.
Геологические и лабораторные исследования проводятся на основе отбора керна, шлама, боковых образцов и проб, пластовых флюид.
В случае проводки скважины без выполнения геологических задач возложенных на скважину (отбор керна, ИПТ, БКЗ и др.), то главному геологу МУРБ предоставляется остановить скважину бурения.

2.1.2. Система расположения поисковых скважин
Поисковая скважина № І-ІІ закладывается на Западно-Чакырганской площади, несколько южнее осевой части прогиба, на пересечении сейсмических профилей 62 и 71 сейсмопартии № 2/78-79 треста «Мангышлакнефтегеофизика».
Проектная глубина-4500м.
Проектный горизонт-палеозой.
Поисковая скважина 2-ІІ закладывается на Восточно-Чакырганской площади, в 15 км к северу от поднятия Шалабая, в юго-восточной приосевой зоне Чакырганского прогиба, на пересечении сейсмопрофилей № ІГ и 33 сейсмопартии 5/73-74 треста «Мангышлакнефтегеофизика».
Проектная глубина-4500м.
Проектный горизонт-палеозой.

Условия проводки скважин (пластовые давления, градиенты гидроразрыва, горное давление, температура, поглощения, прихваты, нефтегазопроявления и т.д.) являются решающим фактором, влияющим на быбор конструкции скважин, подбор промывочной жидкости, технологию бурения. Поэтому при прогнозировании условий проводки скважин первостепенное значение уделялось фактическим данным по площадям Дунга, Еспелисай (для сквжины І-ІІ) и Сокко, Шалабай, Сенек, Кзылсай (для 2-ІІ).
Пластовое давление.
Из анализа геолого – промысловых данных по указанным площадям установлено, что достоверными пластовыми давлениями охарактеризованы отложения альба, апта, неокома, келловея, средней юры, нижней юры (для скв. І-ІІ). Градиенты пластового давления в этих отложениях соответственно составляют: 0,0102,0,0105 МПа/м.
В отложениях, где отсутствуют замеры пластового давления и их градиенты, а также для скважины 2-ІІ они рассчитаны по формулам:
пл =

где, пл – градиент пластового давления, МПа/м;
Н – расчетная глубина (подошва стратиграфического подразделения), м;
Р пл – пластовое давление, МПа.
Рпл =

где, С – статический уровень пластовых вод, абс. отметка;
Г – расчетная глубина, абс. отметка;
- плотность пластовых вод, г/см3

Статический уровень и плотность пластовых вод приняты по Сыдыкову Ж.С.
Для скважины 2-ІІ градиенты пластовых давлений и среднеюрских и

нижнеюрских отложениях по аналогии с площадью Шалабай.
Поровое давление.
В связи с неизученностью порового давления на площади Зап. И Вост. Чакырган нами условно принято, что поровое давление равно пластовому, но не ниже условного – гидростатического давления (см. табл.).
Давление гидроразрыва пород градиенты давления гидроразрыва пород прогнозируется по данным Голубева Д.А.
Пластовое температура. Геотермический градиент рассчитан по формуле (см. табл.).
Г = ,

Где, Г – геотермический градиент, °С/100м;
Н0 =25м – глубина залегания нейтрального слоя;
Т0 =14 °С – температура на глубине нейтрального слоя;
Н – расчетная глубина, м;
Т – температура на расчетной глубине (°С), принята по замеру в скважине №5 площади Дунга (для скважины І-ІІ).
Температура 90°С ожидается на глубине 2060 метров. На проектной глубине 4500 м ожидается температура 168°С.
Для скважины 2-ІІ Вост. Чакырган пластовые температуры прогнозируется по аналогии с месторождением Узень, т. к. на близлежащих площадях замеры не производились.
Температура 90°С ожидается на глубине 2270 метров. На проектной глубине 4500 м ожидается температура 180°С.
Из-за значительного отличия давлений и температуры, прогнозируемые, величины дано отдельно для скважины І-ІІ и 2-ІІ (таблица 2 и 3).

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:54 | Сообщение # 35

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

Возможные осложнения при проводке скважины І-ІІ Западный Чакырган прогнозируется по аналогии с осложнениями на площадях Жоласкан-Дунга-Еспелисай.
Скважины, пробуренные на площади Жоласкан, имеют следующую конструкцию:
ІІ ” кондуктор * 50м
8” тех. колонна *1500м
5” экс.колонна 3000м.
Бурение под кондуктор производилось на технической воде и растворах с параметрами: ρ= 1,18-1,30 г/см3 , Т = 30-90 сек; В = 0,5-5 см3 /30 мин.
При этом наблюдались следующие осложнения: поглощения промывочной жидкости в отложениях неогена (скв. № 5 Дунга), палеогена (скв. №4 Дунга и №2 Жоласкан), дата (скв. № 3,4 Жоласкан); Прихваты бурильного инструмента в отложениях палеогена (скв. №1,7 Дунга), и альба (скв. №№ 3, 4, 9 Дунга).
Дальнейшие углубления скважин до проектных глубин велось на растворах с параметрами: :ρ=1,20-1,30 г/см3 ; Т = 28-70сек; В = 0,5-2,5 см3 /30мин.
При этом отмечались следующие осложнения:
Поглощения в отложениях апта (скв. № 2 Жоласкан), неокома (скв. №1 Жоласкан), кимеридж+титона (скв. № 1 Жоласкан), байоса (скважина №5 Жоласкан);
Прихваты бурильного инструмента в отложениях апта ( скв. №9, 21 Дунга, скв. №2 Жоласкан); неокома (скв. №№ 3, 5, 11, 13 Дунга); оксфорда (скв. №5Дунга); келловея (скв. №№ 1, 2 Дунга); бата (скв. №1 Жоласкан) и иижней юры (скв. №4 Жоласкан).
Таким образом, исходя из вышеизложенного, а также опираясь на опыт проводки скважин на площадях и месторождениях жетыбай-Узеньской тектонической ступени, при бурении скважины № І-ІІ Западный Чакырган прогнозируется следующие возможные осложнения. (Табл. 4, 5, 6, 7).
Сведения об осложненных в районе заложения проектной скважины № 2-ІІ Восточный Чакырган отсутствуют. Поэтому возмажные осложнения в скважине №І-ІІ Западный Чакырган. Кроме того, учитываются данные по осложнениям при бурении скважины на площадях и месторождениях Жетыбай-Узенськой тектонической ступени.
Разработка и обоснование параметров промывочной жидкости приводятся в технических проектах на строительство скважин составляемых в КазНИПИнефть. В соответствии с этими проектами или програмными документами приводятся в геолого – техническом наряде тип и параметры промывочной жидкости, которые, при бурении скважины должен быть организован круглосуточный контроль за изменениями параметров промывочной жидкости, которые прибурении скважины жолжны мтрого соблюдаться.
При бурении скважины должен быть организован круглосуточный контрольза качеством параматров промывочной жидкости. Для этого на каждой бурящейся скважине должна быть переносная лаборатория или комплекс необходимых приборов. Параметры промывочной жидкости замеряются коллектором. Два раза за вахту отбираются пробы для определения: водоотдачи, процентного содержания песка, статического напряжения сдвига (СНС) и насыщения водородными ионами (рН).
Замеры удельного веса и вязкости промывочной жидкости замеряются через каждые 30 минут. Пробы необходимы отбирать при выходе из скважины и в конце циркулирующей системы. На каждой бурящейся скважине должен быть специальный журнал, в который заносят: время отбора пробы (дата, час); глубину забоя скважины; глубину нахождения инструмента; количество прокачиваемой жидкости; давление на насосе, кроме того в этом же журнале записывают лабораторные показатели водоотдачи, толщины корки, стабильности, суточного отстоя, статического напряжения сдвига (СНС), насыщения водородными ионами, здесь же фиксируется характер обработки, количество вводимых химических реагентов, утяжелителей и их параметры.
Общим требованиям к промывочной жидкости, используемой при вскрытии продуктивных горизонтов, является:
• минимальная водоотдача, обеспечивающая наименьшее загрязнение коллектора фильтратом:
• минимально допустимая плотность, обеспечивающая наименьшее превышение гидростатического давления над пластовым давлением;
• минимальное содержание твердой дисперсной фазы, в первую очередь утяжелителя.
Контроль за качеством жидкости, его очисткой осуществляется буровой, буровым мастером и инженером по промывочной жидкости под руководством технологической службы управления буровых работ. Отклонение параметров раствора от указанных в ГТН, может вызвать осложнение скважины, поэтому контроль за этим постоянно ведется геологами участка.
В случаях осложнения скважины и необходимости изменения проектных параметров раствора, следует это предварительно согласовать.
Каждый факт нефтегазоводопроявлений или других осложнений при проводке скважины должен быть зафиксирован соответствующим актом, составленном геологом участка, буровым мастера.
Прямые признаки нефти и газа наблюдаемые в процессе бурения, могут быть использованы при оценке характера насыщения коллекторов в разрезе скважины. Геолого-геофизическую характеристику нефтегазопроявляющего пласта следует проверить, после его вскрытия, с помощью производства пластоиспытания на буртрубах в процессе и проведения комплекса БКЗ.

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:54 | Сообщение # 36

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

Для обеспечения подъема цемента до устья за технической и эксплуатационной колоннами предусматривается двуступенчатое цементирование с применением специальных муфт.
Типы буровых растворов, их параметры, рецептура химической обработки подбираются согласно регламентов на буровые растворы. Плотность буровых растворов ЕТП, градиентов пластовых давлений и технических возможностей предусмотрены по интервалам и составляют:
0-2500 м – 1,16 гс/см3
2500-4500 м – 1,24 гс/см3
Бурение скважины предусматривается производить до глубины 2500 м турбинным, ниже роторным способом.
Исходя из проектной глубины и условий бурения скважины, принимается буровая установка 7 класса по ГОСТ 16393-82.
Конкретизация рецептуры буровых растворов, режимов бурения, крепления, испытания объектов в закрытом стволе, потребности материалов инструмента, спецтехники будет приведена в техническом проекте на строительство скважин на данной площади. Технологические проектные решения будут корректироваться по мере уточнения геологических условий.

2.1.7. Отбор керна и шлама
Проектируемый отбор керна должен обеспечить выполнение задач возлагаемых на поисковые скважины.
Поисковые скважины проектируется на новых площадях, расположенных в малоизученных районах и согласно «Единых правил ведения геологоразведочных работ» планируется проходка с отбором керна в объеме 20% от общей глубины скважины. Согласно инструкции линейный выход керна для скважины глубиной свыше 4 км должен быть не менее 30% от суммы интервалов проходки с отбором.
Проектные интервалы отбора керна приведены в таблице № 13.
За отбор керна в количестве и интервалах, установленных проектным работ и геолого-техническим нарядом для данных скважин ответственность буровая служба.
Коррективы в интервалы отбора керна в процессе бурения могут вноситься только главным геологом с учетом данных промежуточного каротажа.
Наблюдение и контроль за технологией отбора и выносом керна осуществляется геологической службой МУРБ. Работники геологической службы должны обязательно присутствовать при каждом подъеме колонкового долота и отборе керна.
В интервалах между подъемами керна оператор коллектору необходимо вести наблюдение за шламом, по которому определяется литологический состав выносимой породы.
Образцы керна на остальные виды исследования должны отбираться
представителями научно-исследовательских институтов непосредственно на скважине, или после каждой периодической доставки их в центральное кернохранилище. Следует отметить, что керновые ящики с керном должны доставляться ежемесячно, по мере их накопления, от буровой до центрального кернохранилища на автотранспорте, ответственность за своевременную доставку несет начальник буровой или буровой мастер, контроль за этим ведет геолог участка.
В процессе бурения в случае нефтегазопроявления – остановить сплошное бурение и отобрать керн, вопреки ГТН. В случае подъема керна с признаками УВ, продолжать отбор керна до полного исчезновения признаков.
При отсутствии выноса керна отбор его необходимо повторить бурением на ограниченном режиме.
Буровая бригада обязана керн отбирать строго в интервалах, намеченных в ГТН, или откорректированных геологической службой после каротажа.
В зависимости от фактически применяемых типов и марки долот, допускается увеличение числа долбления с отбором керна - в случаях отсутствия марки долот, предусмотренных проектом и нормой.
За нарушение ГТН при отборе керна виновных необходимо привлекать к административной ответственности.
В интервалах между отборами керна оператор - коллектору необходимо постоянно вести описание шлама, по которому определяется литологический состав выносимой породы.
Кроме того, как геолог, так и оператор – коллектор обязаны вести постоянный контроль в процессе бурения и фиксировать глубины, при которых имело место нефтегазоводопроявления.
Отбор шлама производится в интервале указанных в геолого – техническом наряде. Полученный шлам промывается, просушивается, укладывается в бумажные пакеты или пробирки и снабжается этикетками. Образцы шлама подлежат хранению наравне с керновым материалом.
При взятии образцов шлама следует отмечать глубину, соответствующую положению забоя скважины. Образцы шлама описывается в том же порядке и с той же степенью деятельности, что и керн. Описание шлама заносится в геологический журнал.

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:55 | Сообщение # 37

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

[font=Arial]С целью наиболее полного изучения геологического разреза площади, выяснения её нефтегазоносности и контроля за техническим состоянием скважин, в последних проводится промыслово – геофизические исследования.
Объем промыслово – геофизических работ проектируется в соответствии с «Типовыми и обязательными комплексами геофизических исследований …»
Виды проектируемых промыслово – геофизических работ по скважинам приведены в таблице № 14.
Для ускоренной оценке нефтеносности вскрываемого разреза предусматривается проведение испытаний отложений с помощью плостоиспытателей на бурильных трубах типа КИИ-146, МИГ-127, «Уралец».
С целью привязки вскрываемого разреза скважины, выбора площади для распакеровки перед каждым пластоиспытанием проектируются замеры каротажа сопротивлений и каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации в масштабе 1:500, диаметр скважины (ДС) и локация муфт (ЛМ).
Для оценки насыщенности перспективного разреза в первой поисковой скважине предусматривается полный охват перспективного разреза достоверными пластоиспытаниями. Максимальные интервалы испытаний могут быть доведены до 80-100 м.
Необходимым условием достоверности пластоиспытания является создание репрессии вскрытия менее 6 МПа.
Выбор забойного давления перед испытанием целесообразно осуществлять в соответствии с «Практическим руководством…….».
Достоверная оценка насыщенности разреза достигается двухкратным превышением 2 над 1 в отложениях с каверным (поровым) типом коллектора и 4-5 кратным превышением 2 над 1 в отложениях с трещинным типом коллектора.
Если при вскрытии преспективного разреза, отмечено поглощение промывочной жидкости, то необходимо остановить бурение скважины, снизить плотность промывочной жидкости до прекращения поглощения, провести геофизические работы и испытать отложения с помощью ИПТ в призабойной части скважины.
При неудачном пластоиспытании (обрушение площадки, разгермитизация и др.) его необходимо повторить с уменьшением или увеличением интервала испытания.
Продуктивный разрез доюрских отложений представлен карбонатно – терригенно – вулканогенными породами, со значительным содержанием в них неустойчивых глинисто – аргиллитовых разностей, залегающих как в виде массивных отложений, так и в виде отдельных пластов и пропластков.
Нефтегазовые коллекторы, при их сравнительно низких емкостно – фильтрационных свойствах, характеризуются наличием развитой трещиноватости, играющей заметную, либо доминирующую, а нередко исключительную роль в формировании притока пластовых флюидов в скважине.
В свете современных научных представлений в области физики пласта, коллекторы с подобной характеристикой наиболее восприимчивы к различного рода технологическим воздействиям на них в процессе заканчивания скважин.
Поэтому вскрытие продуктивной части разреза бурением и перфорацией, крепление и испытание скважин должны производиться с учетом минимального воздействия на пласт указанных технологических процессов и применяемых при этом рабочих агентов или же с учетом возможности устранения последствий такого воздействия.
При вскрытии пластов бурением эту проблему в основном решают путем применения рационального типа бурового раствора, состав и свойства которого подбираются в соответствии. На основании рекомендаций, содержащихся в этом документе, а также учитывая имеющийся опыт бурения глубоких скважин на Мангистау, в других районах страны и за рубежом, для качественного вскрытия продуктивных отложений рекомендуется применять ингибирующие буровые системы на водной основе – хлоркалиевый или полимеркалиевый буровые растворы. В качестве утяжелителя они должны содержать кислоторатворимый материал местного происхождения – молотый мел. Рецептуры этих буровых
растворов, технология их приготовления и применения в условиях Мангистау разработаны КазНИПИнефтью и опробованы на различных площадях.
Из всех водных систем, применяющихся в практике бурения, указанные растворы обеспечивают максимальную по степени и продолжительности устойчивость стволов скважин и минимальное ухудшение физических свойств коллекторов. Это имеет важное значение для повышения успешности, достоверности и информативности испытания объектов в процессе бурения и после его окончания. Кольматирующая твердая фаза такого раствора, состоящая, в основном, из мела и проникающая под действием репрессии в призабойную зону пласта по трещинам, может быть удалена оттуда при последующем испытании объектов методом простой кислотной обработки. При этом следует учитывать воздействие различных кислот на разные по литологическому составу породы. Так, в терригенных коллекторах для очистки призабойной зоны следует применять слабо концентрированный (1-2%-ный) раствор соляной кислоты или глинокислоту. В карбонатных коллекторах можно применять как слабые, так и сильно концентрированные (до 30%) растворы соляной кислоты. Во всех случаях растворы кислот должны содержать в своем составе добавки ингибиторов, например, АНП-2, и стабилизаторов.
При необходимости решения специальных задач по оценке нефтенасыщенности и других естественных характеристик коллекторов в отдельных скважинах рекомендуется обязательное бурение этих скважин на буровых растворах с углеводородной основой, таких как: ИБР, ТИЭР или эмульжел.
С целью предотвращения необратимо закупорки флюидопроводящих каналов на большом удалении от скважины, в результате поглощения больших объемов бурового раствора, вскрытие коллекторов должно осуществляться при репрессии, составляющей 4-7% от пластового давления, но не выше 3,5 МПа. Технология углубления скважин в продуктивном разрезе, режим бурения и параметры бурового раствора должны учитывать создание минимальных гидродинамических нагрузок на стенки скважины.
Этой же цели должна быть подчинена и технология крепления скважин эксплуатационными колонами. Здесь необходимо применять ступенчатое цементирование, тампонажные растворы соответствующей плотности с никои водоотдачей, оптимальные режимы спуска и цементирования обсадных колон.
Вторичное вскрытие продуктивных объектов производится кумулятивной перфорацией. Наиболее оптимальными типами перфораторов для глубоких скважин являются ПКО-89 или ПКОТ-89 с пределами термостойкости 180°-200° С, максимальной плотностью перфорации за один спуск 8 отв/м и максимальной мощностью вскрываемого интервала за один спуск 10 м. При более низких температурах (до 150°) можно успешно примпнять перфораторы типа ПКС-105Т, обладающие теми же характеристиками и повышенной пробивной способностью. Рекомендуемая плотность перфорации, в зависимости от типа перфоратора и характеристики коллектора, составляет от 10 до 20 отв/м. перед производством перфорационных работ, скважина в обязательном порядке шаблонируется шаблоном, диаметр которого не меньше диаметра перфоратора. Рабочей средой при перфорации служит тот же буровой раствор, на котором велось первичное вскрытие пласта – хлоркалиевый или полимеркалиевый меловой раствор.
Для очистки фильтра от кольматирующей твердой фазы, после перфорации объекта и спуска НКТ до отверстий фильтра, производится установка солянокислотной ванны 10-15%-ным раствором соляной кислоты с добавкой 10 г/л ингибитора коррозии АНП-2. продолжительность регирования кислоты на забое 1-2 часа.
С целью вызова притока из пласта производится снижение давления на забой скважины. Для этого сначала заменяют буровой раствор в скважине на воду, обработанную 0,2-0,3 % ПАВ типа ОП-10, дисольван, превоцелл, МЛ-72 или МЛ-80. Затем осуществляется снижение уровня жидкости в скважине с помощью компрессоров УКП-80, КС-16-100 или КПУ-16-250 с последующей аэризацией – продавливанием воздуха в затрубе под башмак а НКТ пачками воды. Такой метод позволяет увеличить глубину снижения уровня в скважине примерно в 1,5 раза по сравнению с обычной отработкой компрессором и, кроме того, при этом оказывается интенсивное дренирующее воздействие на призабойную зону пласта. Аэризацию производят один или несколько (до 3-4) раз, в зависимости от наличия и характера притока. Повторные аэризации, как правило, применяются в качестве самостоятельного гидродинамического метода воздействия на ПЗП с целью ее очистки и интенсификации притока. Из гидродинамических методов воздействия на ПЗП в трещинных коллекторах следует также применять промывку скважины водным раствором ПАВ через НКТ, спущенные до нижних отверстий фильтра, с установкой сменных штуцеров на затрубной линии (т.н. промывка забоя при переменных давлениях).
Для достижения максимального эффекта гидродинамического метода воздействия следует комплексировать с химическими, сведения о которых представлены в таблице. При том наиболее эффективным является сочетание этих методов с гидроразрывом пласта (ГРП).
Если жидкость разрыва является нейтральный по отношению к горным породам агент, по ГРП следует вести с закреплением трещин кварцевым песком. Если же жидкость размыва способна растворять породы, слагающие пласт ( соляная кислота, глинокислота), то закрепление трещин не обязательно. Эксплуатационная колонна должна быть рассчитана на максимальное давление создаваемое при ГРП
До проведения ПГД-БК-150 следует увеличить плотность перфорации до 30-40 отв/м, в наиболее проницаемых интервалах испытуемого объекта.
Кроме того, с целью ускорения вызова притока спускается перфораторы на НКТ (ПНКТ) и производится одноразовая перфорация и сразу же испытание без промежуточного спуска и подъема НКТ.
Необходимо внедрить струйный (энжекторный) насос конструкции ИФИНГ, который, создавая разряжение (ваакум) под пакером, максимально снижает забойное давление и увеличивает приток флюида из пласта.
В случаях двухступенчатой конструкции эксплуатационной колонны и невозможности из-за наличия соединительной спецмуфты производить ГРП, то необходимо в затрубье закачать утяжеленный глинистый раствор (с разделяющей пачкой ВУС), и в НКТ продавкой водой создать максимальное давление для производства ГРП.

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:56 | Сообщение # 38

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

В настоящее время гамма – каротаж является обязательным методом при комплексном изучении скважин бурящихся на нефть, газ, воду, и др.
Каротаж проводится в подготовленных скважинах до обсадки ствола скважины.
В соответствии с существующими требованиями в настоящем проекте предусматривается производство гамма – каротажных работ со 100% охватом запроектированного метража бурения.
Гамма – каротажные работы проводятся согласно «Инструкции пол гамма- каротажному скважин при массовых поисках урана».
Все гамма – каротажные работы проводятся по договору с трестом «Мангышлакнефтегеофизика». Объем работ по массовым поискам урана в проектируемых скважинах составляет:
1. Гамма – каротаж - 4500*2=9000 м.
2. Отбор проб воды для анализа на
содержание урана и радия проба - 10 штук
по 1 литру,
3. Контрольный (повторный) каротаж
10% - 900 м

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:57 | Сообщение # 39

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

В соответствии с законом об охране окружающей среды и земельным Кодексом РК перед производством работ оформляется отвод земель во временное пользование. Управление буровых работ обязано до начала проектных работ согласовать с землепользователем и органами, осуществляющими государственный контроль за использованием земель, место расположения объекта и размеры намечаемой к изъятию площади.
При бурении скважин должны предусматриваться меры для предотвращения загрязнения территории буровым раствором и химическими реагентами.
Предприятие ведущее геологоразведочные работы обязано сразу после окончания работ или в годичный срок рекультивировать землю и сдать землепользователю по акту. Прием-передача рекультивированных земель производится комиссией, на территории которого находятся эти земли. Затраты на рекультивацию земель по восстановлению их плодородия, а также на снятие плодородного слоя почвы, его хранение и перенесение на рекультивируемые земли при проведении геологоразведочных и поисковых работ относятся на стоимость этих работ. Предприятия и должностные лица, виновные в порче сельскохозяйственных и прочих угодий, в загрязнении их производственными отходами и сточными водами, не выполнившие обязательных мероприятий по улучшению земель и охране почв от ветровой, водной эррозии и других процессов ухудшающих состояние почв, несут уголовную или административную ответственность в порядке установленном законодательством РК
Если нарушения законодательства о земле не влекут уголовной ответственности, то должностные лица подвергаются штрафу, налагаемому в административном порядке.
Для сбора нефти в процессе освоения скважин предусматривается строительство амбара объемом 500 м3 с бетонированием стенок (толщина бетона 10-20 см) и металлические емкости.

Охрана подземных вод
Предусматриваются следующие мероприятия, обеспечивающие охрану подземных вод от загрязнения:
-тщательное соблюдение технологии проводки скважин, исключающее возникновение перетоков между горизонтами;
-точная дозировка компонентов бурового раствора;
-исключение замены регламентных составляющих бурового раствора;
-организация регулярных режимных наблюдений за уровнями и качеством подземных вод на участках потенциального загрязнения подземных вод;
-использование в качестве дорожной одежды из песчано-гравийной смеси;

Воздействия на атмосферный воздух
Ввиду того, что основные технологические процессы по добыче, сбору, транспорту нефти на месторождении герметизированы и в рабочем режиме исключают выбросы и разлив агрессивной среды (газ, реагенты) на рельеф и выделение в атмосферу, основные мероприятия по уменьшению загрязняющих выбросов в атмосферу носят организационно-технический характер и достигаются за счет:
• сохранение герметичности систем добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти и газа;
• защита трубопроводов от механических повреждений за счет защитных кожухов в местах пересечений с автодорогами и другими коммуникациями, усиленная антикоррозийная изоляция при подземной прокладке трубопроводов и колонн скважин; применение закачки химреагентов;
• контроль давления в трубопроводах и аппаратах, позволяющий оперативно обнаружить повреждение трубопроводов и отключить подачу в них транспортируемого продукта;
• опорожнение аппаратов и трубопроводов в закрытые емкости;
• своевременное проведение планово-предупредительных ремонтов и профилактики технологического оборудования и трубопроводов;
• все аппараты, работающие под давлением, должны быть оснащены предохранительными клапанами, позволяющими выброс газа на факел при нарушении режима их работы по давлению;
• выбор оборудования должен производиться с учетом взрывопожароопасности и токсичности добываемой продукции;

Радиационная безопасность
Нефтяные и газовые промысла являются потенциальными источниками радиационной опасности на любой территории.
Радиоактивное загрязнение территории и оборудования буровой может возникнуть при разбуривании геологических разрезов, породы которых содержат повышенную концентрацию природных радиоактивных элементов.
У бурового подрядчика должен быть разработан план мероприятий по радиационной безопасности.
План мероприятий должен предусматривать:
 проведение контроля радиационной обстановки на буровой;
 оповещение об обнаружении радиоактивного заражения при бурении, заканчивании и испытании скважины.
Объем, характер и периодичность радиационного контроля, учет и порядок регистрации его результатов, определяется службой радиационной безопасности организации, утверждается администрацией и согласовывается в органах Госсаннадзора. Объем и периодичность радиационного контроля устанавливается в зависимости от реальной обстановки при строительстве скважины. Радиационный контроль должен проводиться с помощью стационарных приборов и (или) передвижной лаборатории, снабженной переносными приборами. При обнаружении радиоактивного заражения выше установленных норм, контроль осуществляется постоянно.
Основные требования радиационной безопасности предусматривают:
• исключение всякого необоснованного облучения населения и производственного персонала предприятий;
• непревышение установленных предельных доз радиоактивного облучения;
• снижение доз облучения до возможно низкого уровня.
При разбуривании пород, содержащих радиоактивные элементы, на буровой накапливаются отходы бурения, содержащие отдельные радионуклиды или их смеси.
Отходы производства
В процессе строительства скважины образуется значительное количе¬ство твердых и жидких отходов. Отходы образуются: при приготовлении буро¬вого и тампонажного растворов, в процессе строительства скважины и автодо¬рог, в результате освоения скважины, а также при вспомогательных работах.
Основными отходами при бурении скважины являются:
• замазученный грунт;
• буровой шлам;
• отработанный буровой раствор;
• твердые бытовые отходы;
• металлолом.

Воздействия на почвенный покров
Для предупреждения уничтожения почвенно-растительного покрова в районе месторождения необходимо:
• Упорядочить использование только необходимых дорог, по возможности обустроив их щебнем или твердым покрытием;
• Строго регламентировать проведение работ, связанных с загрязнением почвенно-растительного покрова при эксплуатационном и ремонтном режиме работ;
• В случае аварийных ситуаций, в местах разлива нефти произвести снятие и вывоз верхнего слоя почвы, осуществить биологическую рекультивацию с последующей фитомелиорацией;
• Разработать и внедрить систему экологического мониторинга за состоянием почвенного покрова территории месторождения;
• провести исследования, позволяющие оценить влияние буровых работ на окружающую среду, степень токсичности буровых отходов.
При строительстве скважин запрещается нарушение растительного и почвенного покровов за пределами участков, отведенных под строительство.

Рекультивации земель
Рекультивация земель - комплекс мероприятий по предотвращению вторичного загрязнения ландшафта и восстановлению продуктивности нарушенных земель в соответствии с природоохранным законодательством РК.
Рекультивации подлежат нарушенные земли всех категорий, и прилегающие к ним земельные участки, полностью или частично утратившие сельскохозяйственную продуктивность в результате техногенного воздействия (строительство скважин).
Сроки и этапность рекультивации намечаются в соответствие с предполагаемым уровнем загрязнения для данной природной зоны и состоянием биогеоценоза. Рекультивация нарушенных земель, как правило, проводится в два этапа: техническая и биологическая..
Технический этап рекультивации включает работы по селективному снятию плодородного и потенциально - плодородного слоя почвы до начала монтажа буровой, перемещению к месту временного хранения и возвращению на рекультивируемые участки после окончания буровых работ и демонтажа оборудования. Работы по техническому этапу рекультивации выполняются буровым подрядчиком.

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ

newenergy

Дата: Вторник, 22.05.2012, 22:58 | Сообщение # 40

Admin

Группа: Администраторы

Сообщений: 486

Репутация: -3

Статус: Offline

Наиболее древние породы, которые будут вскрыты скважинами на изучаемой площади, приурочены к складчатому фундаменту. По аналогии с площадью Оймаша можно предположить, что они будут представлены магматическими и метаморфическими породами: гранитами, гранодиоритами, сланцами, метаморфизованными песчаниками, метаалевролитами.
Граниты серые, светло-серые, катаклазированные, вторично измененные гидротермальными процессами. Структура их бластомилонитовая. Характерно обилие трещин, по которым сильно развита карбонатизация, глинизация. Многочисленные трещины выполнены битумом.
Гранодиориты среднезернистые, биотитовые. Полевые шпаты слабо выветренные. Характерно обилие вертикальных трещин, выполненных битумом.
Диабазы мелкозернистые, светло-зеленые с вертикальными трещинами и наклонными. Среди диабаза встречаются обломки катаклазированного гранита.
Сланцы кварцево-слюдяные, темно-серые, черные, местами с бластоалевролитовой структурой. Слюдяные прослои состоят из сочетания серицита с биотитовой слюдой. В прослоях с бластоалевролитовой структурой серицит и биотитоподобная слюда образуют вростки в зерна кварца. Сланцы черные, очень крепкие, по трещинам развит кварц, кальцит, пирит, халькопирит.
Метаморфизованные песчаники темно-серые, сильно трещиноватые, пиритизированные. Многочисленные разнонаправленные трещины выполнены пиритом и кремнистым веществом.
Метаалевролиты имеют существенно кварцевый состав с глинисто-серицитовым цементом. Структура обломочная, алевролитовая. На 80 % состоят из окатанных и плохоокатанных обломков кварца, реже полевых шпатов, слюд. Цемент их – тонкочешуйчатый, серицит
Предполагаемая мощность вскрытия отложений палеозоя 480-565 метров. Вскрытая мощность гранитов составит 100-200 метров.

Триасовая система
Отложения триасовой системы на изучаемой площади представлены средним и верхним отделами.

Средний отдел
Отложения среднего триаса в основном представлены вулканогенно-карбонатными породами серого, светло-серого и темно-серого цветов.
Песчаники средне- и мелкозернистые, массивные, трещиноватые, слюдистые, полимиктовые. Обломки состоят из кварца, полевых шпатов, чешуек слюды, зерен глауконита. Цемент глинистый, регенерационный, местами карбонатный, поровый. По трещинам встречается окисленный битум.
Алевролиты мелко- и среднезернистые, тонкослоистые, глинистые, слюдистые, полимиктовые, прослоями известковистые.
Аргиллиты преимущественно тонкодисперсные, микрослоистые, сланцеватые, местами алевритистые, неравномерно карбонатные с содержанием органического вещества.
Известняки в большинстве случаев микро- и тонкозернистые, мелкокристаллические, массивные, окремненные, пелитоморфные, глинистые, доломитизированные. Присутствуют также комковатые, органогенно-обломочные и биогенные известняки.
Известняки органогенно-детритовые, остракодовые с постепенным переходом в средне- и микрокристаллические разности, слабодоломитизированные, участками окремненные и битуминизированные.
Известняки мелкозернистые до пелитоморфных, преимущественно шламовые с примесью водорослевого детрита, слабо доломитизированные.
Кристаллические известняки образуют маломощные прослои. Для всех разновидностей известняков характерна неравномерная доломитизация.
Доломиты кремовые, кавернозные с прослоями кристаллических и водорослеых известняков с редкими маломощными прослоями туфов, туфопесчаников.
Туфы серые и голубовато-серые, кристаллические и витрокластические с переходом в пепловые разности. Туфы в различной степени карбонатизированные, доломитизированные, участками хлоритизированные.
Породы среднего триаса трещиноваты. Трещины выполнены кальцитом, кварцем, содержат окисленный битум.
Мощность отложений среднего триаса 155-160 метров.

Верхний отдел
Отложения верхнего триаса сложены аргиллитами, алевролитами, песчаниками. В нижней части разреза встречаются прослои гравелитов. В верхней части разреза присутствуют линзовидные прослои углей. Породы окрашены в черные, темно-серые тона.
Аргиллиты тонкодисперсные, плотнее, крепкие, массивные, местами трещиноватые с раковистым изломом, иногда окременные, пелитоморфные с примесью алевритового материала.
Песчаники мелко-, средне- и грубозернистые, массивные, местами полосчатой текстуры, трещиноватые, полимиктовые. Обломочный материал
состоит из кварца, полевых шпатов. Цемент пленочный, гидрослюдистый.
Алевролиты тонко- и мелкозернистые, плотные, крепкие, массивные, участками слоистые, окремненные, полимиктовые, цемент глинисто-гидрослюдистый.
Туфопесчаники средне- и крупнозернистые, плотные, массивные, среднесцементированные, трещиноватые с включениями гравия.
Туфоаргиллиты тонкодисперсные, плотные, с содержанием алевритового материала.
Туфогравелиты сложены обломками эффузивов и кварца и сцементированы туфогенным материалом. Местами они переходят в мелкогалечный конгломерат.
Мощность отложений верхнего триаса 245-310 метров.

Юрская система
Отложения юрской системы представлены нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел
Нижнеюрские отложения с размывом и несогласием залегают на породах триасового возраста. В основании юрских отложений залегает базальный пласт песчано-галечникового состава. Разрез составлен чередованием песчаников, алевролитов, глин, аргиллитов. Мощность отдельных пачек достигает 10-20 метров. Характерна насыщенность пород мелким углефицированным растительным детритом как в рассеянном состоянии, так и в виде отдельных углистых прослоев.
Песчаники серые, светло-серые, мелко-, средне-, реже крупнозернистые, хорошо отсортированные, крепкие, массивные со значительной примесью гравия. Песчаники полимиктовые, кварцевые, кварц-полевошпатовые. Цемент пленочный и контактового типа, каолинитовый.
Алевролиты по составу аналогичны песчаникам. Глины серые, темно-серые, плотные, аргиллитоподобные, песчанистые, местами алевритистые,
обогащены рассеянным углистым веществом.
Аргиллиты тонкоотмученные, чешуйчатые.
Гравелиты и мелкогалечный конгломерат состоят из окатанных и полуокатанных обломков подстилающих песчаников и аргиллитов.
Мощность отложений нижней юры 230-295 метров.

Средний отдел
В составе среднего отдела выделяются ааленский, байосский и батский
ярусы.

Ааленский ярус
Отложения ааленского яруса представлены толщей разнозернистых песчаников с подчиненными прослоями и линзами глин и мелкогалечных конгломератов.
Песчаники серые, желто-серые, мелко-, средне-, крупнозернистые, иногда со значительной примесью глинистого материала. Песчаники слабые, средней крепости, сцементированы глинисто-хлоритовым и баритовым цементом. Наиболее грубозернистые разности песчаников нередко переходят в гравелиты и мелкогалечные конгломераты.
Глины серые, темно-серые, аргиллитоподобные, в различной степени песчанистые и алевритистые.
Отложения аалена, особенно глинистые разности, насыщены обугленной растительной органикой, которая встречается в рассеянном виде и виде отдельных углистых прослоев.
Встречающиеся прослои алевритов серого и темно-серого цветов плотные, крепкие, песчанистые, глинистые.
Мощность отложений аалена 260-270 метров.

Байосский ярус
Литологические отложения байосского яруса представлены чередующимися песчаниками, алевролитами и глинами. Изредка встречаются прослои мергелей, углей. Чередование пород тонкослоистое. В общем плане нижняя часть разреза байосского яруса более глинистая и имеет подчиненные линзовидные прослои песчано-алевритовых пород, которые образуют более мощные пласты, плохо выдержанные по простиранию.
Верхняя часть разреза сложена песчано-алевритовыми породами. Глины залегают здесь в виде прослоев, мощность которых не превышает 5-10 метров. Породы содержат обугленную растительную органику.
Песчаники серые, желто-серые, бурые, мелко- и среднезернистые, глинисто-алевритистые, переходящие в алевролиты. Состав песчаников полимиктовый, цемент поровый, глинистый.
Алевролиты серые, бурые, средне- и мелкозернистые, полимиктовые, по составу и соотношению породообразующих минералов они близки к песчаникам. Цемент серицито-хлоритовый, пленочного, реже базально-порового типа.
Глины темно-серые, почти черные в различной степени песчанистые и алевритистые, сильно насыщены обугленной растительной органикой.
Мощность отложений байосса 465-490 метров.

Батский ярус
Для отложений батского яруса характерно частое чередование песчаников, алевролитов, глин.
Песчаники серые, темно-серые, буроватые и желто-серые, мелкозернистые, редко среднезернистые. Связаны постепенным переходом с алевролитами. Обломки представлены кварцем, полевыми шпатами, кварцитами, эффузивами. Цемент глинистый, порового и контактового типов.
Алевролиты имеют состав, аналогичный песчаникам. Они песчанистые, реже глинистые. В них отмечается хлоритизация. Цемент глинистый и кальцитовый, порового и базального типов.
Глины темно-серые, серые, темно-коричневые в различной степени песчанистые и алевритистые. Глины обогащены вулканическим стеклом, встречаются многочисленные тонкие прослои углистых сланцев, обильный растительный детрит. Иногда прослои глин настолько насыщены им, что приобретают облик углистых пород.
Мощность отложений бата 220-235 метров.

Верхний отдел
В разрезе верхней юры выделяются отложения келловейского, оксфордского и кимеридж-титонского ярусов.

Келловейский ярус
Отложения келловейского яруса представлены толщей глинистых образований с подчиненными прослоями песчано-алевритовых пород.
Глины зеленовато-серые, темно-серые, иногда с бурым оттенком, плотные, алевритистые, слабо песчанистые. Большинство глин представлено слабокарбонатными и некарбонатными разностями. Однако в верхней части разреза карбонатность их постепенно возрастает и они переходят в мергели.
Песчаники и алевролиты серые, зелено-серые, преимущественно мелкозернистые. Породообразующие минералы их представлены кварцем и полевыми шпатами. Цемент глинистый, глинисто-карбонатный, базального и порового типов.
По литологическим особенностям разрез келловейского яруса подразделяется на три части:
нижняя – глинистая. Песчано-алевритовые породы присутствуют в виде тонких прослоев мощностью до 1 метра;
в средней преоболадают песчаники и алевролиты при подчиненном значении глин;
верхняя – преимущественно глинистая. Это довольно мощная толща глин заключает в себе значительное количество прослоев мергелей.
Мощность келловейского яруса 95-110 метров.

Оксфордский ярус
Оксфордский ярус представлен толщей глинисто-карбонатных отложений с преобладанием глин в разрезе, особенно в нижней части.
Глины серые, темно-серые, зелено-серые, мергелистые, алевритистые, реже слабопесчанистые, плотные. По мере обогащения карбонатом кальция глины постепенно переходят в мергели.
Мергели обычно имеют пелитоморфно-микрозернистое строение. Основная их масса глинисто-кальцитовая с примесью алевритового материала. Мергели трещиноватые.
Реже мергелей встречаются прослои чистых и глинистых известняков. Известняки трещиноватые. Трещины заполнены мелкокристаллическим кальцитом.
Изредка в разрезе оксфорда встречаются прослои алевролитов и песчаников.
Песчаники мелкозернистые, имеют светло-серую, серую, темно-серую окраску, массивную текстуру. Песчаники полимиктовые, состоят из кварца, полевых шпатов, микроклина, ортоклаза. Цемент их глинисто-карбонатный и кальцитовый, порового и базального типов.
Алевролиты мелко- и разнозернистые, серые, светло-серые, темно-серые, тонкослоистые, полимиктовые.
В отложениях оксфорда встречаются пирит в виде конкреций и в рассеянном виде, растительные и фаунистические остатки.
Мощность отложений оксфорда составляет 200-205 метров.

Кимеридж-титонский ярус
Отложения этого яруса представлены толщей органогенно-обломочных, афанитовых, мелкокристаллических известняков с прослоями доломитов, мергелей.
Известняки представлены органогенными разностями, на 35-55 % состоящими из перекристаллизованных остатков иглокожих, брахиопод, мшанок. Породы разбиты трещинами, заполненными кальцитом.
Доломиты часто известковистые, с реликтовой органогенно-обломочной структурой. В доломитах присутствуют гнезда халцедона, зерна фосфатов и аутигенного пирита.
Песчаники и алевролиты серые, зелено-серые, полимиктовые, крепкосцементированные карбонатным и кремнистым цементом.
Породы разбиты трещинами, выполненными мелкокристаллическим кальцитом.
Мощность отложений кимеридж-титонского яруса 120-130 метров.

Меловая система
Отложения меловой системы представлены неокомским надъярусом, включающим валанжинский, готеривский, барремский ярусы, аптским и альбским ярусами.

Неокомский надъярус
Валанжинский ярус
Валанжинский ярус с размывом и несогласием залегает на юрских породах. В основании яруса залегает монолитный пласт базального конгломерата
(мощностью до 0,3 м), состоящий из фосфоритовых желваков и галек различных пород. Разрез сложен песчаниками, известняками с подчиненными прослоями глин, алевролитов, доломитов. Породы окрашены в светло-серые, зеленовато-серые тона.
Песчаники мелко-, средне- и разнозернистые, кварцевые с различной степенью цементации. Цемент полиминеральный, чаще карбонатный неравномерно-смешанного типа.
Органогенно-обломочные известняки сложены в различной степени окатанными органическими остатками и цементирующим их карбонатным материалом.
Тонко-микрозернистые известняки представлены мелкими зернами карбонатов. Они в различной степени доломитизированы.
Алевролиты крупнозернистые, песчанистые, полимиктовые.
Мощность отложений валанжина 85-100 метров.

Готеривский ярус
Представлен чередующимися песчаниками, глинами, алевролитами, доломитами, мергелями. Соотношение песчано-алевритовых, глинистых и карбонатных пород в разрезе примерно одинаковое. Окрашены породы в серые, светло-серые, зеленовато-серые тона.
Песчаники мелкозернистые, алевритистые в различной степени сцементированные. Цемент песчаников доломитовый, глинистый, смешанный, порового и базально-порового типов.
Алевролиты крупнозернистые, песчанистые, полимиктовые. Цементирующий материал аналогичен песчаникам.
Глины алевритистые, песчанистые, иногда чистые, плотные. В глинах присутствует рассеянный мелкий обугленный растительный детрит.
Органогенно-детритовые известняки глинистые, реже чистые. Сложены обломками фауны с тонкозернистым карбонатным цементирующим материалом.
Доломиты тонкозернистые с примесью алевритового материала и
крупными зернами кальцита.
Мергели тонкослоистые, алевритовые с включением тонкорассеянного пирита.
Мощность отложений готерива 60-70 метров.

Барремский ярус
Отложения баррема представлены глинами, песчаниками с подчиненными прослоями мергелей и глинистых известняков. Для них характерна пестроцветная окраска. По литологическим признакам барремские отложения разделяются на нижний песчаный горизонт и верхнюю пестроцветную пачку.
Песчаники мелко-, среднезернистые, алевритистые, полимиктовые. Сложены кварцем, полевыми шпатами, обломками силицитов. Цемент глинисто-каолинитовый, карбонатный, базального, порового и смешанного типов.
Алевролиты разнозернистые и крупнозернистые, песчанистые, полимиктовые, иногда кварц-полевошпатовые.
Пестроцветная пачка представлена глинами с тонкими прослоями песчаников, алевролитов, мергелей.
Глины имеют бурую и коричневую окраску с красноватым оттенком. Они алевритистые, часто карбонатные, монтмориллонитовые. В глинах отмечается обуглившаяся растительная органика.
Мергели плотные, алевритистые.
Мощность отложений баррема 60 метров.

Аптский ярус
Разрез аптского яруса начинается плитой песчаника с галькой и желваками фосфоритов, залегающей на размытой поверхности неокомских отложений. Мощность плиты обычно 0,2-1,5 м, реже 2,0-2,5 метра. Повсеместно выше залегает толща темно-серых, почти черных глин. Над глинистой толщей появляются прослои песчаников, алевролитов.
Аптские глины алевритистые, монтмориллонитовые, иногда слабокарбонатные с большим содержанием тонкорассеянного детрита, обугленной органики. Отмечаются раковины фораминифер и обломки пелеципод.
Алевролиты темно-серого цвета с зеленоватым оттенком, разнозернистые, полимиктовые, кварцполевошпатовые, с примесью глауконита и тонкорассеянного пирита. Цемент карбонатный, реже глинистый, базального или смешанного типов.
Песчаники зелено-серые, серые, мелкозернистые, алевритистые, содержат мелкие зерна и желваки фосфоритов. Цемент карбонатный или глинистый,
базального, порового или смешанного типов.
Мергели темно-серые, чистые или с небольшим количеством алевритовой примеси.
Мощность аптских отложений 105-1150 метров.

Альбский ярус
Отложения альбского яруса начинаются темно-серыми глинами с прослоями песчаников и алевролитов. Средняя часть разреза сложена толщей равномерно переслаивающихся песчано-алевритовых и глинистых пород. В
верхней части доминируют алевролиты, в подчиненном виде – песчаники, глины.
Глины темно-серые, почти черные, алевритистые, иногда слабокарбонатные, тонкослоистые с раковистым и оскольчатым изломом.
Песчаники темно-серые и зеленовато-серые, мелкозернистые, слабосцементированные. Цемент кристаллически-зернистый, карбонатный, глинистый, базального, порового и смешанного типов.
Алевролиты темно-серые и зелено-серые, разнозернистые, полимиктовые и кварцполевошпатовые, крепко- и слабосцементированные. Цемент карбонатный или глинистый, базального, порового и смешанного типов.
Мергели темно-серые, зелено-серые, плотные, тонко- и микрозернистые с крупными единичными кристаллами кальцита с обломками раковин пелеципод, фораминифер.
Мощность отложений альба 535-540 метров.

Верхний отдел
Отложения верхнего мела представлены сеноманским ярусом, сенон-туронским надъярусом и датским ярусом.

Сеноманский ярус
Литологический состав отложений отличается широким развитием глинисто-алевролитовых пород, содержащих отдельные, небольшой мощности пласты песчаников и крупнозернистых алевролитов. Нижняя граница яруса проводится по подошве фосфоритового горизонта.
Глины темно-серые, зелено-серые, алевритистые, с оскольчатым изломом, тонкослоистые, плотные, комковатые, иногда песчанистые. В значительном количестве присутствуют обугленные растительные остатки.
Алевролиты зелено-серые, серые, разнозернистые, крупнозернистые, полимиктовые и кварцполевошпатове. Цемент карбонатный или глинистый, базального, порового или смешанного типов.
Песчаники зелено-серые, мелкозернистые, алевритистые, средней
крепости и крепкие, массивные, полимиктовые. Терригенный материал в них составляет 50-60 % и представлен кварцем, полевыми шпатами, обломками пород. Цемент карбонатный, глинистый, базального, порового и смешанного типов.
Мощность отложений сеномана 130 метров.

Сенон-туронский надъярус
Разрез сенон-туронских отложений начинается с подошвы фосфоритовго песчаника.
Песчаник серый, крепкий, мелкозернистый, слюдистый, с включением
пирита.
Слагают надъярус мелоподобные известняки, писчий мел, меловые мергели. Цвет пород светло-серый, белый, иногда с желтоватым оттенком.
Среди органогенно-обломочных известняков отмечаются разности полидетритовые с терригенной примесью и без нее.
Хемогенные известняки представлены пелитоморфными разностями с органогенным детритом или песчано-алевритовой примесью.
Мергели пестроцветные, плотные, крепкие, участками трещиноватые, мелоподобные, нередко глинистые. Встречаются обугленные растительные остатки, кристаллы пирита и обломки фауны.
Мел писчий, плотный, участками мягкий до рыхлого. Наблюдаются включения, примазки и небольшие линзочки глин по трещинам.
Мощность отложений сенон-турона 135-145 метров.

Датский ярус
Отложения датского яруса с размывом залегают на сенон-туронских отложениях. В разрезе датского яруса преобладают пелитоморфные и органогенно-обломочные известняки с прослоями мергелей и глин. В основании повсеместно прослеживаются прослои меловых пород с галькой.
Мергели серые, с желтоватым оттенком, очень крепкие, плотные. Характерной особенностью является присутствие в них многочисленных кремнистых конкреций.
Мощность отложений дата 30-40 метров.

Палеогеновая система
Отложения палеогена с размывом залегают на породах датского яруса.
Начинается разрез с песчаника мелкозернистого, серого цвета. Выше по разрезу залегают белые мергели с сероватым оттенком, очень крепкие, с конкрециями пирита.
Средняя часть разреза сложена коричневыми известковистыми глинами с обилием рыбных остатков и светло-серыми, белыми, мелоподобными слабыми
мергелями, с включением железистых конкреций и кристаллов гипса.
Вышележащая толща пород резко отличается от подстилающих. Она представлена монотонной толщей глин зеленовато-серого цвета с фукоидами, заполненными порошкообразным пиритом.
Глины жирные, иногда слабопесчанистые. Среди них отмечаются прослои мергелей светло-зеленых, мелоподобных, серых алевролитов и тонкозернистых песков.
По всему разрезу отмечаются сидеритовые конкреции, пиритовые, гипсовые, марганцевые, раковины моллюсков.
Мощность отложений палеогена 265-285 метров.

Неогеновая система
Отложения неогена с угловым несогласием ложатся на размытую поверхность палеогена.
Начинаются они светло-серыми, зеленовато-серыми мергелями, очень крепкими, с включениями пирита. Мергели содержат прослои зеленовато-серых глин с примесью алевритового материала.
Глины известковистые.
Средняя часть разреза сложена зелеными глинами. Глины листоватые, с примазками песчано-алевритового материала. Среди глин встречаются прослои рыхлого песчаника и гипса в виде небольших прожилок.
Верхняя часть разреза сложена известняками-ракушечниками белыми, светло-серыми, кавернозными, с прожилками гипса и прослоями оолитовых известняков.
Мощность отложений неогена 145-165 метров.

Четвертичная система
Отложения четвертичной системы представлены эоловыми и делювиально-пролювиальными образованиями. Это – пески новокаспийского яруса, подвергшиеся перевеванию, образующие голые барханные массивы и грубообломочные образования, такие как щебень, дресва, суглинки, пески.
Мощность четвертичных образований 20 метров.

http://porosenok.vnt.ru/taras/home.html
одна планета один народ