Файл: Кафедра региональной и морской геологии выпускная квалификационная работа бакалавра нефтегазоносность и перспективы бейсугского месторождения.rtf
Добавлен: 24.10.2023
Просмотров: 91
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Характер распространения коллекторов пачки II2 отражен в приложении 13. Результаты испытания пачки представлены на схеме опробования (прил. 20).
Пласт II2 опробован в 12 скважинах, в том числе в восьми скважинах получены притоки газа, в двух – притоки газа и воды (скв. №№ 32, 40), в двух – приток пластовой воды (скв. №№ 12, 37). Дебиты газа при опробовании составляли от 7,0 до 25,0 тыс. м3/сут.
Нижняя отметка притока газа отмечена в скважине № 64 на а.о. -992,6 м. Верхняя отметка водонасыщения, установленная по результатам опробований, отмечена в скважине № 40 на а.о. -993,8 м.
По данным ГИС подошва газонасыщенного пласта в скважине № 38 находится на а.о. -992,5 м, в скважине № 34 – на а.о. 992,7 м, в скважине № 32 – на а.о. -993,0 м. Ниже указанных отметок залегают глинистые слои. Ввиду того, что ГВК залежи не вскрыт, положение его принято по сере-дине между отметками нижних дыр перфорации в скважине № 64 (а.о. -992,6 м) и верхних дыр перфорации в скважине № 40 (а.о.-993,8 м) на а.о. -993,0 м. Такая же абсолютная отметка ГВК принята в предыдущем под-счете запасов и утверждена ЦКЗ Минприроды РФ в 1998 г.
Залежь пачки II2 пластовая, сводовая. Залежь контролируется кров-лей проницаемой части пласта, поверхностью ГВК и линией замещения коллекторов, проведенной по середине между скважинами 15 – 30, 13 – 30. Размеры залежи 3,75 х 7,5 км. Высота залежи 21,0 м [8].
Пачка II майкопских отложений
В пределах месторождения пачка II развита повсеместно (прил. 14). Опробована пачка в 18 скважинах (прил. 20). Притоки газа получены в 16 скважинах, притоки пластовой воды – в двух скважинах. Дебиты газа варьировали от 5,0 до 80,0 тыс. м3/сут. По результатам опробований самая низкая отметка газонасыщения установлена в скважине № 66 на а.о. -899,4 м (нижние дыры перфорации). Верхняя граница водонасыщения выявлена в скважине № 12 на а.о. -900,5 м (верхние дыры перфорации). По данным интерпретации ГИС в скважинах №№ 22, 23, 26, 38, 39, 43, 44, 46, 52, 53, 66, 72 ГВК отбивается на абсолютных отметках от -899,5 до - 900,5 м. Ввиду того, что ГВК залежи не вскрыт, положение его принято по сере-дине между отметками нижних дыр перфорации в скважине № 66 (а.о. -899,4 м) и верхних дыр перфорации в скважине № 12 (а.о.-900,5 м) на а.о. -900,0 м. Такая же абсолютная отметка ГВК принята в предыдущем под-счете запасов и утверждена ЦКЗ Минприроды РФ в 1998 г. Залежь пачки II пластовая, сводовая. Размеры залежи 7,75 х 4,5 км. Высота залежи 16,0 м [8].
Пачка I майкопских отложений
Характер распространения и схема опробования I пачки майкопских отложений отражены на приложениях 15 и 20. Пачка развита в северо-западной части месторождения. В южном и восточном направлениях он выклинивается.
Пачка опробована в шести скважинах (прил. 20). Притоки газа получены в пяти скважинах (скв. №№ 2, 8, 9, 10, 72), газа с пластовой водой – в одной скважине (скв. № 71). Дебиты газа варьировали от 59,2 до 129,0 тыс. м3/сут.
По данным ГИС газоводяной контакт пачки I майкопских отложений отмечается в скважине № 71 на а.о. -868,0 м, что подтверждается притоком газа с пластовой водой при испытании в интервале 888,0 – 892,0 м (а.о. -866,4 - -869,7 м).
По данным ГИС подошвы газонасыщенных коллекторов в скважинах №№ 2, 10, 33, 43, 44 находятся на абсолютных отметках от -867,9 м до -868,2 м.
Так как газоводяной контакт залежи вскрыт в скважине № 71, положение ГВК принято по середине между отметками верхних и нижних дыр перфорации этой скважины. Для подсчета запасов ГВК принят на а.о. -868,0 м. Указанная отметка ГВК совпадает с абсолютной отметкой ГВК, принятой в предыдущем подсчете запасов и утвержденной ЦКЗ Минпри-роды РФ в 1998 г.
Залежь газа пачки I майкопских отложений пластовая, сводовая, литологически экранированная. Залежь на севере, западе и востоке площади контролируется поверхностью ГВК, на юге – границей литофациального замещения пласта-коллектора, проведенной по середине расстояния между скважинами: 6 – 12, 18 – 41, 53 – 39, 64 – 58. Размеры залежи 4,25 х 2,0 км. Высота залежи 9,0 м [8].
Пачка I1 майкопских отложений
Характер распространения и схема опробования пачки I1 майкопских отложений отражены на приложениях 16 и 20. Пачка развита в севе-розападной части месторождения. В южном и восточном направлениях он выклинивается.
Пачка опробована в четырех скважинах (прил. 20). Притоки газа без признаков воды получены в одной скважине (скв. № 71), притоки газа с пластовой водой – в одной скважине (скв. № 66), притоки пластовой воды – в двух скважинах (№№ 11, 22). Дебиты газа при испытаниях составляли 5,0 тыс. м3/сут.
По данным ГИС газоводяной контакт пачки I1 майкопских отложений отмечается в скважине № 66 на а.о. -810,9 м, что подтверждается при-током газа с пластовой водой при испытании в интервале 823,0 – 827,0 м (а.о. -807,8 - -811,4 м).
По данным интерпретации ГИС нижняя отметка газонасыщения пачки I1 установлена в скважине № 31 на а.о. -811,1 м. Верхняя граница водо-насыщения, подтвержденная результатами опробования, выявлена в скважине № 22 на а.о. -812,9 м.
Таким образом, для подсчета запасов положение ГВК принято по подошве газонасыщенных коллекторов в скважинах №№ 31, 66 на а.о. -811,0 м, что подтверждается результатами опробования I1 пачки майкопских отложений и данными ГИС. Такая же абсолютная отметка ГВК принята в предыдущем подсчете запасов и утверждена ЦКЗ Минприроды РФ в 1998 г.
Залежь пачки I1 характеризуется как пластовая, сводовая, литологически экранированная. Залежь контролируется поверхностью пластаколлектора, плоскостью ГВК, а также границей литофациального замещения коллектора, проведенной по середине расстояния между скважинами: 2 – 72, 44 – 71, 18 – 41, 53 – 36, 61 – 62, 29 – 67. Размеры залежи 4,1 х 1,25 км. Высота залежи 6,0 м [8].
Пачка II караганского горизонта
В пределах Бейсугского месторождения пачка II караганского горизонта развита повсеместно (прил. 17). Опробована пачка в 11 скважинах (прил. 20). Притоки газа получены в пяти скважинах (№№ 9, 40, 43, 44, 45), притоки газа с пластовой водой – в двух скважинах (скв. №№ 2, 71), притоки пластовой воды – в четырех (№№ 19, 25, 26, 46). Дебиты газа при испытаниях варьировали от 13,1 до 17,5 тыс. м3/сут.
Газоводяной контакт по результатам опробований отмечен в скважинах №№ 2, 71. В скважине № 2 испытан интервал глубин 716,0 – 720,0 м (а.о. -711,3 - -715,3 м), из которого получен приток газа с пластовой водой. В скважине № 71 из интервала перфорации 719,0 – 722,0 м (а.о. -712,2 - -715,0 м) получен приток газа с водой.
В скважине № 9, из которой получен притока газа без признаков воды, нижнее отверстие перфорации расположено на а.о. -715,6 м. Подошва газонасыщенного коллектора по данным ГИС уверенно отбивается только на а.о. -713,6 м., а в интервале а.о. -715,1-715,6 м коллектор с ясным характером насыщения.
Верхняя отметка водонасыщения, определенная по результатам опробований, отмечена в скважине № 46 на а.о. -717,7 м.
По данным ГИС газоводяной контакт пачки II караганских отложений находится в интервале глубин от -713,6 (скв. № 9) до -714,6 м (скв. № 43).
Ввиду того, что в скважинах №№ 2, 71 получены притоки газа с пластовой водой, поверхность ГВК принята по середине интервалов перфорации указанных скважин (а.о. -713,6 м). Для подсчета запасов газоводяной контакт принят на а.о. -714,0 м. Указанная отметка ГВК совпадает с абсолютной отметкой ГВК, принятой в предыдущем подсчете запасов и утвержденной ЦКЗ Мингазпрома в 1980 г.
Залежь II пачки караганских отложений характеризуется как пластовая, сводовая, подстилаемая водой. Размеры залежи 4,5 х 3,0 км. Высота залежи 7,0 м [3].
4. Перспективы бейсугского месторождения
Основная проблема данного месторождения – лиман, мешающий проведению необходимых мероприятий, связанных с повышением перспективности. Ввиду этого, большая часть скважин месторождения расположена в западной части бассейна, на территории Ясенской Косы (Рисунок 4).
Рисунок 4, - схема геолого-геофизической изученности, по Дворкину
Как видно из вышерасположенного рисунка, центральная и восточная части месторождения практически не изучены бурением, а единичные скважины не могут дать достоверной информации о наличии или отсутствии углеводородов. Достоверно оценить перспективы сложно, но нельзя исключить возможность открытия небольших локальных залежей.
Коллектора обладают невысоким сопротивлением, поэтому каротажные кривые слабо дифференцированы и выделение продуктивных пачек вызывает определенные затруднения. Помимо этого, сложные поверхностные условия на акватории Бейсугского лимана вызывают дополнительное удорожание ГРР. каких-либо работ в зоне лимана, и экономическая целесообразность моментально ставится под вопрос.
Однако, окончательное решение о проведении или прекращении геолого-разведочных работ принадлежит недропользователю.
В случае принятия решения о продолжении проведения ГРР, на наш взгляд, существуют положительные перспективы, связанные с открытием как новых залежей, так и расширение контуров существующих.
Заключение
К настоящему моменту Бейсугское месторождение находится в разработке.
Геологические модели залежей нижнемеловых отложений, I пачки черкесской свиты, тихорецкой свиты, пачек IIIa, III, III1 хадумского горизонта, пачек II2, II, I, I1 майкопской серии и II пачки караганского горизонта построены на основании материалов бурения скважин и сейсмических исследований.
Учитывая геометрию и размеры залежей нижнемеловых, черкесских и тихорецких отложений, следует отметить слабую изученность бурением в восточной части Бейсугского месторождения. Однако на основании проведенных сейсмических работ 2005 – 2007 г.г. с большей долей уверенности уточнена геологическая модель месторождения, на основании чего осуществлен пересчет запасов углеводородов и обоснована категорийность запасов.