Файл: Кафедра региональной и морской геологии выпускная квалификационная работа бакалавра нефтегазоносность и перспективы бейсугского месторождения.rtf
Добавлен: 24.10.2023
Просмотров: 104
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Испытанием скважин изучены воды юрско-триасовых, нижнемеловых, верхнемеловых, палеоцен-эоценовых, майкопских и миоценовых отложений (табл. 6.1).
Юрско-триасовый водоносный комплекс изучен опробованием скважин №№ 2, 5, 10. Полученные воды относятся к хлоридно-кальциевому типу с минерализацией от 23,0 до 34,0 г/л. Газонасыщенность вод варьирует от 1293,0 до 1407,0 см3/л. Растворенный газ углеводородного состава.
Воды нижнемелового водоносного комплекса изучены по скважинам №№ 5, 10, 201. При испытании скважин получены переливающие притоки воды хлоркальциевого типа с минерализацией 17,0 – 18,0 г/л (скв. № 5) и гидрокорбонатно-натриевого типа с минерализацией 20,0 – 21,0 г/л (скв. № 10). Газонасыщенность вод достигает 2098,0 см3/л (скв. № 10).
Верхнемеловой водоносный комплекс изучен опробованием скважин №№ 5, 10, 12, 15, из которых получены притоки воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией от 11,0 г/л (скв. №№ 5, 10) до 13 – 15,0 г/л (скв. №№ 12, 15).
Палеоцен-эоценовый водоносный комплекс является единой водонапорной системой, верхним региональным водоупором которой служит глинистая майкопская свита, а нижним водоупором является кампан-маастрихтская глинистая толща. В палеоцен-эоценовой водонапорной системе проявляются элементы и динамика открытых гидродинамических систем. Областью питания являются обнажения пород, проходящие вдоль северного склона Кавказа и междуречья Кубань – Белая. Наличие стратиграфического перерыва между эоценом и мезозоем в пределах Бейсугского месторождения создает дополнительное питание палеоцен-эоценового водоносного комплекса за счет перетока высоконапорных вод нижнего и верхнего мела. Палеоцен-эоценовый водоносный комплекс детально изучен опробованием пластов черкесской и тихорецкой свит.
Воды черкесской свиты изучены по результатам испытаний скважин №№ 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 19 и 30. Установлен гидрокарбонатно-натриевый тип воды с минерализацией от 13,0 до 20,0 г/л. Повышенная минерализация вод равная 20 г/л отмечена в скважине № 16. Газонасыщенность вод I пачки черкесских отложений изменяется от 108,3 см3/м (скв. № 13) до 586 см3/м (скв. № 12). Для вод I пачки черкесских отложений характерно закономерное снижение напоров в направлении с юго-востока на северо-запад Бейсугского месторождения. Отметки изменяются от + 103,4 м (скв. № 13) до + 53,4 м (скв. № 12).
Воды тихорецкой свиты изучены по результатам испытания скважин №№ 11, 13, 20, 37. Тип вод хлоридно-кальциевый с минерализацией от 13 г/л до 20,0 г/л. Газонасыщенность вод изменяется от 108 см3/л до 827,0 см3/л.
Майкопский водоносный комплекс изучен по результатам испытания скважин №№ 11, 12, 19, 22, 32, 37, 40, 42, 64, в которых получены притоки пластовых вод. Воды майкопа относятся к хлоридно-кальциевому типу с общей минерализацией 22г/л и относительной плотностью 1,0.
Миоцен-плиоценовый водоносный комплекс изучен по результатам испытания скважин №№ 11, 22, 40, 44, 45, 52, 53, 66, в которых получены притоки воды из караганских и сарматских отложений.
Пластовые воды караганского и сарматского комплексов относятся к хлоридно-кальциевому типу с общей минерализацией от 19,4 до 37,74 г/л и относительной плотностью 1,016 – 1,034.
3. Газоносность месторождения
В пределах Бейсугского месторождения выявлена газоносность нижнемеловых, черкесских, тихорецких, майкопских и караганских отложений.
Нижнемеловые отложения (пачка К1 I)
Характер распространения коллекторов нижнемеловых отложений отражен в приложении 7. Результаты испытания пласта представлены на схеме опробования (прил. 18).
Залежь нижнего мела выявлена в 1978 году скважиной № 25, в которой из 1369,0 – 1378,0 м (а.о. -1358,6 - -1367,6) получен приток газа дебитом 178,8 тыс. м3/сут на штуцере диаметром 10,0мм.
В скважине № 201 при испытании интервала 1382,0 – 1390,0 м (а.о. -1371,4 - -1379,4 м) получен приток пластовой воды дебитом 86,0 м3/сут.
Так как газоводяной контакт залежи нижнемеловых отложений не вскрыт, положение ГВК принято между отметками -1369,6 м и -1370,9 м. Для подсчета запасов ГВК принят по подошве газонасыщенного коллектора в скважине № 25 на а.о. -1370,0 м.
Залежь нижнего мела характеризуется как пластовая, сводовая, литологически и тектонически экранированная. Она контролируется поверхностью пласта, плоскостью ГВК, границей литофациального замещения пласта-коллектора, проведенной посередине между скважинами №№ 25 – 30, а также разрывным нарушением, экранирующим залежь на юге. Раз-меры залежи 2,95 х 4,6 км. Высота залежи 11,0 м. Эффективная газонасыщенная толщина продуктивной пачки, определенная в скважине № 25, составляет 9,4 м [3].
I пачка черкесской свиты
В пределах Бейсугского месторождения I пачка черкесских отложений распространена повсеместно и детально изучена опробованием (прил. 18). Структурная карта по кровле коллекторов пачки I черкесских отложений (подсчетный план) представлена на графическом приложении 18.
Согласно структурным построениям по кровле пачки I черкесских отложений выделяются два поднятия: южное (район скважины № 11) и северное (основное). Выделение этих самостоятельных поднятий обусловлено тем, что в скважине № 11 получен приток газа на отметках значительно более низких, чем в других скважинах (интервал перфорации 1322,0 – 1328,0 м (а.о. -1317,6 - -1323,6 м)). По данным ГИС в скважине № 11 подошва газонасыщенного коллектора находится на а.о. -1324,0 м. Ниже указанной отметки располагаются водонасыщенные коллекторы, опробованные в интервалах 1338,0 – 1353,0 м (а.о. -1333,6 - -1348,6 м), 1347,0 – 1349,0 м (а.о. -1342,6 - -1344,6 м) и 1350,5 – 1353,0 м (а.о. -1346,1 - -1348,6 м). В результате опробований из перечисленных интервалов получены притоки пластовой воды.
В скважине № 13 в интервалах перфорации 1330,0 – 1347,0 м (а.о. -1324,9 - -1341,9 м) и 1360,0 – 1370,0 м (а.о. -1354,9 - -1364,9 м) получены притоки пластовой воды дебитом 7,5 м3/сут и 21,0 м3/сут соответственно.
Ввиду того, что ГВК залежи не вскрыт, положение его может быть принято между абсолютной отметкой подошвы газонасыщенного пласта в скважине № 11 (а.о. -1324,0 м) и абсолютной отметкой кровли водонасыщенного пласта скважины № 13 (а.о. -1324,9). Для подсчета запасов ГВК принят по подошве газонасыщенного пласта скважины № 11 на а.о. -1324,0 м (прил.18).
Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 1,75 х 1,75 км. Высота залежи более 14,0 м. Эффективная газонасыщенная толщина продуктивной пачки, определенная в скважине № 11, составляет 5,2 м.
В пределах основной залежи продуктивная пачка опробована в 29 скважинах, в том числе в 17 скважинах получены притоки газа, в трех – притоки газа с водой, в девяти – притоки воды (прил. 18). Дебиты газа варьируют от 30,0 до 126,0 тыс. м3/сут. Согласно результатам опробований безводные притоки газа получены в интервалах, абсолютные отметки которых варьируют от -1312,0 м (на западе) до -1282,0 м (на востоке). Притоки газа с водой получены на абсолютных отметках -1301,9 - -1324,9 м (скв. № 10), -1295,4 - -1299,0 м (скв. № 29) и -1278,8 - -1286,8 м (скв. № 30).
Таким образом, по результатам испытаний отмечается закономерное повышение с запада на восток абсолютных отметок ГВК.
По материалам промыслово-геофизических исследований также отмечается закономерное повышение отметок ГВК с запада на восток: -1320,0 м (скв. № 2), -1312,9 м (скв. № 71), -1311,6 м (скв. № 22), -1296,9 м (скв. № 34), -1282,1 м (скв. № 15).
Таким образом, результаты опробований скважин, а также материалы промыслово-геофизических исследований свидетельствуют о наклон-ном положении газоводяного контакта в залежи I пачки черкесских отложений. В предыдущем подсчете запасов ГВК также принят наклонным [1]. Положение его утверждено ГКЗ СССР в 1978 г.
Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 14,5 х 5,0 км. Высота залежи из-за наличия наклонного контакта варьирует от 4,0 до 22,0 м [8].
Отложения тихорецкой свиты
Отложения тихорецкой свиты в пределах Бейсугского месторождения распространены повсеместно (прил. 9) и опробованы в 37 скважинах (прил. 19). В 29 скважинах получены притоки газа, в трех – притоки газа с водой (скв. №№ 24, 25, 37), в пяти – притоки воды (скв. №№ 11, 13, 19, 20). Дебиты газа составляют от 5,0 до 266,7 тыс. м3/сут.
По результатам испытаний нижние отметки получения притоков газа без признаков воды отмечаются в скважинах №№ 30 и 43 на а.о. -1127,8 м и -1127,5 м соответственно. Верхняя отметка водонасыщения установлена опробованием в скважине № 19 на а.о. -1132,3 м.
По данным ГИС самая низкая отметка газонасыщения коллекторов тихорецкой свиты установлена в скважине № 33 на а.о. -1130,9 м. Самая высокая отметка кровли водонасыщенного пласта выявлена в скважине № 51 на а.о. -1129,8 м.
Таким образом, учитывая результаты испытаний скважин и материалы интерпретации ГИС, обосновывающие положение контакта газ-вода на а.о. -1130,0 м, для подсчета запасов ГВК залежи принят на а.о. -1130,0 м. Эта абсолютная отметка ГВК отличается от абсолютной отметки ГВК, принятой в предыдущем подсчете запасов и утвержденной ГКЗ СССР в 1978 г. [1]. В предшествующем подсчете ГВК был принят на а.о. -1128,0 м. Это положение ГВК не является начальным, поэтому требует корректировки. В настоящем подсчете обоснование ГВК проведено по скважинам, пробуренным до начала разработки залежи, отражающим начальное положение газоводяного контакта на а.о. -1130,0 м.
Толщина отложений тихорецкой свиты превышает амплитуду поднятия, поэтому при принятом положении ГВК (а.о. -1130,0 м) залежь характеризуется как пластовая, сводовая, подстилаемая по всей площади водой. Размеры залежи 14,0 х 4,25 км. Высота залежи более 35,0 м [8].
Пачка IIIa хадумского горизонта [5]
Характер распространения продуктивной пачки показан на приложении 10, а схема опробования приведена в приложении 20.
Пачка IIIa испытана в 11 скважинах, в том числе в семи скважинах получены притоки газа, в одной – притоки газа с водой, а в трех получены притоки воды. Дебиты газа при испытании составляли от 1,0 до 20,0 тыс. м3/сут.
Газоводяной контакт по результатам опробования отмечается в скважине № 52 на а.о. -1088,2 м. В этой скважине из интервала перфорации 1108,0 – 1112,0 м (а.о. -1086,4 - -1090,0 м) получен приток газа с пластовой водой.
По данным ГИС нижняя граница газонасыщения пласта, подтвержденная результатами опробования, установлена в скважине № 32 на а.о. -1088,4 м. Верхняя граница водонасыщения пласта, подтвержденная результатами опробования, определена в скважине № 22 на а.о. -1088,2 м.
Так как ГВК залежи вскрыт скважиной № 52, положение его принято по середине между отметками верхних и нижних дыр перфорации на а.о. -1088,0 м. Это не противоречит результатам опробований и данным ГИС других скважин. Таким образом, для подсчета запасов ГВК принят на а.о. -1088,0 м. Указанная абсолютная отметка ГВК совпадает с утвержденной ЦКЗ Минприроды РФ в 1998 г.
Залежь пачки IIIа характеризуется как пластовая, сводовая, литологически экранированная. На юге и западе залежь контролируется кровлей пласта-коллектора и плоскостью ГВК, на севере и востоке – границей литофациального замещения, проведенной по середине расстояния между скважинами: 72 – 2, 44 – 71, 73 – 33, 57 – 51, 58 – 64, 14 – 34, 67 – 68, 31 – 70. Размеры залежи 3,75 х 2,25 км. Высота залежи 18,0 м [8].
Пачка III хадумского горизонта [5]
Характер распространения пачки показан на приложении 11, а схема опробования приведена в приложении 20. Пачка III испытана в 32 скважинах, в том числе в 31 скважине получены притоки газа, в одной – притоки воды. Дебиты газа при испытании составляли от 4,4 до 35,0 тыс. м3/сут.
По данным ГИС самая низкая отметка газонасыщения, подтвержденная результатами опробования, установлена в скважине № 23 на а.о. -1070,1 м. Верхняя граница водонасыщения, определенная по данным ГИС, выявлена в скважине № 14 на а.о. -1070,3 м. Газоводяной контакт по результатам промыслово-геофизических исследований установлен в скважинах №№ 37, 68 на а.о. -1069,6 м и -1069,7 м соответственно.
Ввиду того, что ГВК залежи не вскрыт, положение его может быть принято между абсолютной отметкой подошвы газонасыщенного пласта в скважине № 23 (а.о. -1070,1 м) и абсолютной отметкой кровли водонасыщенного пласта скважины № 14 (а.о. -1070,3). Для подсчета запасов ГВК принят по подошве газонасыщенного коллектора в скважине № 23 на а.о.-1070,0 м. Такая же отметка ГВК принята в предыдущем подсчете запасов и утверждена ЦКЗ Минприроды РФ в 1998 г. Залежь пластовая, сводовая. Размеры залежи 8,75 х 4,5 км. Высота залежи 25,0 м [8].
Пачка III1 хадумского горизонта [5]
Характер распространения пачки III1 в пределах Бейсугского месторождения показан на приложении 12. Схема опробования пачки приведена в приложении 20.
Пачка III1 опробована в пяти скважинах, в том числе в трех скважинах получены притоки газа (скв. №№ 62, 63, 64), а в двух – притоки газа и воды (скв. №№ 31, 42). Дебиты газа при опробовании составляли 5,0 тыс. м3/сут.
Так как ГВК залежи вскрыт скважинами №№ 31, 42, положение его принято по середине между отметками верхних и нижних дыр перфорации скважин на а.о. -1038,0 м. Это не противоречит результатам опробований и данным ГИС других скважин.
Таким образом, для подсчета запасов ГВК принят на а.о. -1038,0 м. Указанная абсолютная отметка ГВК совпадает с утвержденной ЦКЗ Мин-природы РФ в 1998 г.
Залежь пачки III1 пластовая, сводовая, литологически экранированная. Залежь контролируется кровлей проницаемой части пласта, поверхностью ГВК и границей литофациального замещения пласта-коллектора, проведенной по середине расстояния между скважинами: 17 – 42, 53 – 61, 58 – 64. Размеры залежи 2,75 х 2,75 км. Высота залежи 18,0 м [8].
Пачка II2 майкопских отложений