Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания

Пластов и коэффициент кавернозности.

Таблица4.3.1.

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Коэффициент кавернозности в интервале
От (верх)	До (низ)	название	индекс
		Нижний мел(альб+апт+баррем)	K1al+a+b	1,02
		Нижний мел(готеривский)	K1h	1,04
		Верхняя юра (волжский)	J3v	1,10
		Средняя юра	J2	1,06
		Триас (Верхний+ нижний)	T3+1	1,15

Индекс стратигра фического подразде ления	Интервал, м	Горная порода	Категория пород
краткое название	% в интервале
от (верх)	до (низ)
K1al+a+b			Пески, песчаники, глины, алевролиты.		Мягкие «-»
K1h			Песчаники, глины, пески.		Мягкие «-»
J3v			известняки, мергель.		Мягкие, Средние
J2			Глины, алевролиты, песчаники, пески.		Мягкие, Средние «-»
T3+1			Глины, пески, песчаники, аргиллиты алевролиты		Средние «-»

Литологическая характеристика разреза скважины

Таблица 4.3.2

Физико-механические свойства горных пород.

Таблица 4.3.3.

Стратиграфический горизонт	Интервал залегания, м	Горная порода	Открытая пористость пород, %	Проницаемость коллектора, мкм2	Карбонатность, %	Классификация пород по твердости	Абразивность пород
от	до
K1al+a+b			Пески, песчаники, глины, алевролиты.		«-»	«-»	1-3	2-6
K1h			Песчаники, глины, пески.		«-»	«-»	1-3	2-6
J3v			известняки, мергель.		«-»	«-»	2-4	4-6
J2			Глины, алевролиты, песчаники, пески.		«-»	«-»	1-3	2-6
T3+1			Глины, пески, песчаники, аргиллиты алевролиты.		«-»	«-»	1-3	2-6

ТЕКТОНИКА

В тектоническом отношении соляной купол Караганда приурочен к Шубаркудукскому поднятию.

Соляной купол Караганда располагается в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины, характеризующейся одиночными соляными массивами, прерывающих вышележащие верхнепермские и нижнетриасовые песчано-глинистые красноцветные отложения. Толщина соляных пород в массиве достигает, по данным сейсморазведки, свыше 5000м, а в межкупольных зонах каменная соль обычно отсутствует, либо остается в незначительных количествах, в связи с тем, что отсюда она была выжата в соляной массив.

Поднятие Караганда представляет собой четырехкрылый соляной купол, осложненный в сводовой части четырехлучевым грабеном.

Солевое тело имеет форму треугольника, минимальная глубина залегания соли составляет 320м (скв. К-8).

По надсолевому комплексу пород, купол четырехлучевым грабеном разбит на четыре крыла: западное, восточное, северное и южное.

Западное крыло является приподнятым относительно других крыльев и в приподнятой части сложено отложениями среднеюрского возраста, которые по погружению сменяются породами готерива, баррема, апта и альба. С северо-востока крыло ограничено сбросом меридионального направления с амплитудой более 300м. Крыло по отложениям апта и готерива представляет собой обширную замкнутую структуру.

Угол падения пород по отложениям апта составляет около 2^о, а по отложениям готерива достигает 6^о. Размеры крыла по выходам отложений юры и баррема составляют соответственно 4,5х1,5 и 3х3,5км, а по полузамкнутой изогипсе 150м (подошвы готерива) 10,5х6 км.

Северное крыло занимает более опущенное положение по сравнению с западным крылом. С юга, крыло ограничено дугообразным сбросом, с амплитудой 100м, который одновременно служит северным бортом общего грабена. В присводовой части крыла, вблизи сброса, обнажаются отложения альба, которые, погружаясь к северу, сменяются породами верхнего мела.

По отложениям апта крыло в присводовой части представляет собой брахиантиклинальную складку восточно-северо-восточного простирания. Юго-восточный склон складки на некотором удалении от свода, оконтуренного изогипсой +70м, оборвано сбросом параллельно оси складки, а северный склон складки, погружаясь под углом около 1-2^о на север, переходит в моноклиналь широтного простирания. Размер складки по замкнутой изогипсе подошвы апта 40м составляет 4,0х0,85км, амплитуда поднятия около 30м.

По отложениям готерива крыло образует узкую моноклиналь широтного простирания с падением пород в присводовой части около 6^о, далее на север к периферии крыла, углы падения становятся более крутыми и достигают 12^о.

Южное крыло является более приподнятым относительно северного и в присводовой части сложено отложениями аптского яруса, оно с севера, запада и востока ограничено сбросами и имеет клиновидную форму.

По отложениям апта крыло образует моноклиналь, погружающуюся в юго-западном направлении под углом около 1^о. По отложениям готерива в присводовой части крыло представляет также моноклиналь, погружающуюся под углом 2^о на юго-восток.

Восточное крыло является наиболее погруженным и с поверхности сложено образованиями альбского возраста. С севера, запада и юга крыло ограничено восточным сбросом центрального грабена. По отложениям готеривского яруса северная, центральная и южная части крыла сложены локальными положительными структурами. Северная локальная структура, свод которого приурочен к скважине К-118, представляет брахиантиклиналь, оторванную с севера (под острым углом к продольной оси) сбросом грабена. Складка имеет субширотное простирание, северный склон складки, примыкающий к сбросу, имеет крутые углы падения до 7^о, южный же склон полого погружается в юго-восточном направлении под углом около 3-3,5^о. Размер складки по замкнутой изогипсе 180м, подошвы готерива составляют 2,5х0,75км, амплитуда поднятия около 30м.

В структурном плане по отложениям аптского яруса северная локальная структура также представляет поднятие небольшими углами падения.

На юго-западе через небольшую седловину описанное поднятие граничит с центральной локальной структурой, которая по отложениям готерива имеет полузамкнутую структурную форму. Наиболее приподнятая часть оторвана с запада меридиональным отрезком восточного сброса грабена. Породы здесь почти моноклинально погружаются в восточном направлении под углом 6^о, а затем переходит в межкупольную депрессию. По отложениям апта эта часть крыла также характеризуется наличием полузамкнутой структуры, несколько вытянутой в северо-восточном направлении. Размеры центральной локальной структуры по полузамкнутой изогипсе 180м (подошвы готерива) составляют 2,0х0,8км, амплитуда поднятия около 40м.

Далее на юго-востоке центральная локальная структура через поперечный сброс небольшой амплитуды, отходящий от восточного тектонического нарушения центрального грабена, граничит с южным полусводом.

Южный полусвод занимает юго-восточную часть восточного крыла и является наиболее опущенным участком. По отложениям готерива и апта представляют собой полусвод, образованный резким положительным изгибом слоев, погружающихся к северу, а на юге примыкающих к сбросу. Углы падения пород здесь находятся в пределах 3-3,5^о. Размеры полусвода по замкнутой изогипсе 180м подошвы готеривского яруса составляют 2,5х2,5км, амплитуда поднятия 80м.

По отложениям юрской системы данная часть структуры также представляет полусвод, погружающийся под углом 4-4,5^о к северо-востоку, свод примыкает на юге к сбросу. Размеры полусвода по замкнутой изогипсе 240м (кровли среднеюрского продуктивного горизонта) составляют 5х3км, амплитуда поднятия около 100м.

По отложениям триаса (рис.2.2.3.), залегающим на 400м ниже с некоторым угловым несогласием с отложениями юры, южная часть восточного крыла представлена полусводом, погружающимся на северо-восток под углом около 5^о.

На структурной карте по V отражающему горизонту восточное крыло структуры Караганда представлено мульдой с амплитудой прогибания до 450-500м, а южная часть восточного крыла осталась неизученной, вследствие потери корреляции отражающего горизонта.

Центральный грабен имеет четырехлучевую форму и с поверхности сложен образованиями верхнего мела, на севере грабен субширотного простирания разделяет западное, северное и восточное крылья, меридиональная часть его ветвь соответственно южное и восточное крылья.

Кроме того, внутренняя часть центрального грабена осложнена рядом мелких сбросов, которые имеют незначительные амплитуды и еще больше усложняют строение грабена.

Таким образом, поднятие Караганда является типичным четырехкрылым соляным куполом скрытопрорванного типа.

В 2006 году на площади провели сейсмику 3Д, на площади 40км². В результате работ были построены структурные карты по отражающим горизонтам: VI; V; III.

По VI отражающему горизонту структура рисуется полузамкнутыми 3-мя сводами. Самый высокий свод рисуется на северо-западе территории. На центральной части структуры свод замыкается изогипсой минус 500м. На восточном своде самый высокий изогипс – 550м. На центральной и северо-западной частях простирание происходит с юго-востока на северо-запад. Восточный свод имеет простирание с запада на юго-восток. Структура, начиная с 500м в центральной части, погружается до 1500м на юге. На севере и юге соляной купол Караганда характеризуется крутыми склонами (прил.2).

По V отражающему горизонту структура осложнена основным сбросом и 2-мя параллельными сбросами к основному и 2-мя поперечными. Тектонические нарушения, выраженные на карте, разделяют структуру на северную и центральную. Простирание структур в центральной части – разнонаправленное, на востоке за мелким сбросом простирание меняется на меридиональное направление. В северной части структура замыкается на отметке минус 470м. Самая высокая отметка минус 400м, а на северо-западе – на отметке минус 320м. Амплитуда северного свода составляет 40м, а центрального – 70м (прил.3).

III-отражающий горизонт характеризует строение всей толщи меловых отложений. Структура раздроблена параллельными и поперечными структурами. В центральной части структуры свод рисуется в районе скважин №№29, 23 и оконтуривается изогипсой 60. Амплитуда 40м.

Центральная часть ограничена с запада и востока сбросом.

Северная часть оконтуривается изогипсой минус 130, амплитуда - 40м.

Южная часть залегает более круто. Сопоставление сейсмических данных 3Д и данных бурения позволяет сделать вывод, что в целом геологическая модель продуктивных горизонтов, представленная в оперативном подсчете, подтвердилась.

 

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

 

Месторождение Караганда расположено в пределах восточной части Прикаспийской впадины, где в надсолевой толще известен ряд месторождений нефти, такие как: Шубар-Кудук, Жаксымай, Кенкияк, Каратобе, Акжар и Южное Каратобе. На площади впервые глубинные признаки нефти обнаружены в скважине К-19, с глубины 281м до забоя (365м) в кернах из отложений средней юры были отмечены признаки нефти. В 1970-1972 годах, проведенным структурно-поисковым бурением, выявлены и получены промышленные притоки нефти из отложений средней юры и триаса, вследствие этого площадь была введена в глубокое поисковое бурение. В 1972 году трестом «Актюбнефтегазразведка» было пробурено 7 глубоких скважин (Г-1; Г-2; Г-3; Г-4; Г-5; Г-6; Г-7). Этими скважинами подтверждены выявленные нефтеносные горизонты в отложениях средней юры и триаса.

С учетом новых пробуренных скважин, в результате детальной пластовой корреляции и интерпретации материалов ГИС в разрезе месторождения Караганда выявлены горизонты (Ю-I, Ю-II) в среднеюрских и (Т-I, Т-II, Т-III) в триасовых отложениях.

Анализ обработки геолого-геофизических данных позволил разделить месторождение на северное, центральное и южное поля.

Ю-I горизонт

Продуктивность Ю-I горизонта впервые установлена в структурно- поисковой скважине К-19. При забое скважины 505м была спущена 114мм обсадная колонна на глубину 500м. После перфорации колонны в интервале 388-375м получен приток нефти. Дебит ее при динамическом уровне 80м составил 4,82 м3/с, с уровня 50м – 4,15 м3/сут, 30 м – 2,76 м3/сут. Второй объект был испытан в интервале 358-352м. Получена нефть дебитом 9,94 м3/сут при динамическом уровне 150м. В скважине Г-1 из этого же горизонта получен приток нефти дебитом 0,6м3/сут.

Ю-I горизонт прослежен во всех пробуренных скважинах и состоит из 2-х пластов: Ю-IА и Ю-IБ.

Ю-I-А пласт. Северное поле. Глубина залегания пласта колеблется на глубине 370-482м. Толщина пласта составляет 10-32м.

В скважинах №№9; 40; 41; 42; 43 пласт заглинизирован. Пласт состоит из одного песчаного пласта коллектора. Общая эффективная толщина колеблется от 3,0 м до 6,0м. Эффективная нефтенасыщенная толщина равна 3,0м. Коэффициент пористости – 0,29; коэффициент нефтенасыщенности – 0,56, проницаемость – 0,9-558 млд.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке –232-234м, что соответствует подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по данным ГИС скважиной №18, по кровле водонасыщенного пласта-коллектора скважины №46 (табл.6.3.).

Тип залежи - литологическая, тектонически экранированная.

Высота залежи – 22,0м. Площадь нефтеносности составляет 119 тыс.м2.

Центральное поле. Глубина залегания пласта в интервале 324-470м. Толщина пласта составляет 8,0-32,0м. Состоит из 1-4 песчаных пластов-коллекторов. Общая эффективная толщина составляет 2,0-12,5м. Эффективная нефтенасыщенная толщина - от 5,5м до 12,5м.

Коэффициент пористости 0,31-0,32, коэффициент нефтенасыщенности – 0,41-0,70.

Продуктивность доказана опробованием скважин №№К-19, 21, 22, 24, 25, 26. При опробовании были получены притоки нефти при среднединамическом уровне от 0,5м3/сут в интервалах 365,5-375м, 376-381м скважины 26 до 9,9 м3/сут в интервале 352-358м скважины К-19. Данные результаты опробования скважин приведены в таблице 3.4.1.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 195м, что соответствует подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по данным ГИС скв.№12 и результатам опробования скважин К-19, 22, 24, 25, 26, 21.

Залежь литологическая, тектонически экранированная.

Высота залежи составляет – 45,0м. Площадь нефтеносности – 639 тыс.м2.

Южное поле. Глубина залегания пласта колеблется от 325м до 382м. Толщина пласта составляет 12,0-18,0м. В скважинах №№31,33,35 происходит литологическое замещение. Общая эффективная толщина составляет от 2,0 до 13,5м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 5,5 до 13,0м.

Коэффициент нефтенасыщенности – 0,78, коэффициент пористости – 0,31. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 170-184м, что соответствует подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по данным ГИС и по результатам опробования скважины №27 и по кровле водонасыщенного пласта-коллектора скважины №32 (табл.6.3.).

Залежь литологическая, тектонически экранированная (прил.22).

Высота залежи составляет – 34,0м. Площадь нефтеносности – 193 тыс.м2.

Ю-IБ. Северное поле. Глубина залегания колеблется в пределах 408-505м, толщина – 8,0-24,0м. Пласт состоит из 1,0-3,0 песчаных пропластков. Общая эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина – от 2,5м до 5,5м. Коэффициент пористости - 0,27, коэффициент нефтенасыщенности - 0,63, проницаемость – 206-1482 млд.

Водонефтяной контур принят на абсолютной отметке минус 260м, что соответствует подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по данным геофизики скважины №18 (табл.6.3.).

Залежь литологическая, тектонически экранированная.

Высота залежи составляет 50м. Площадь нефтеносности – 179 тыс.м2.

Центральное поле. Глубина залегания пласта - 375-512м. Толщина пласта колеблется от 12,5 до 35,0м. Пласт состоит из 1-го песчаного пропластка. Общая эффективная толщина составляет от 3м до 13м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 13м. Коэффициент пористости составляет 0,30, коэффициент нефтенасыщенности – 0,70.

Продуктивность центрального поля установлена только скважиной К-19 и подтверждена опробованием. При опробовании была получена нефть с дебитом – 4,15 м3/сут (табл.3.4.1.).

Площадь нефтеносности принята к удвоенному расстоянию эксплуатационных скважин в радиусе 300м и составляет 70,0 тыс.м2.

Южное поле. Глубина залегания пласта 352-406м. Пласт состоит из 2,0-4,0 песчаных пропластков. Общая эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 5,0 до 14,5м. Коэффициент пористости - 0,27-0,32; коэффициент нефтенасыщенности – 0,67-0,72.

Продуктивность доказана опробованием скважин №№29; 23; 30; 32. При опробовании были получены притоки нефти. Дебиты нефти составляют от 0,8м3/сут в интервале 346-360м в скважине 30 до 4,5 м3/сут в интервалах 326-332м, 354-370м скважины №23 (табл.3.4.1.).

В районе скважины №32 водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 217м, что соответствует подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по данным ГИС и результатам опробования скважины №32.

В районе скважин №29, 30 водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 199-204м, что соответствует подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по данным ГИС и результатам опробования скважины №30 (ВНК – 204м) и по кровле водонасыщенного пласта-коллектора скважины №33.

Залежь литологическая, тектонически экранированная.

Высота залежи составляет 17-47м. Площадь нефтенасыщенности – 247 тыс.м2.

Ю-II горизонт

Впервые нефтегазоносность установлена по данным ГИС и опробованием скважины 8. Горизонт состоит из 3-х пластов Ю-IIА, Ю-IIБ, Ю-IIВ.

Ю-IIА. Северное поле. Глубина залегания пласта 500-552м. Толщина составляет – 8,0-34,0м, состоит из 1-2 песчаных пропластков. Общая эффективная толщина составляет от 4,5м до 16,7м. Эффективная нефтенасыщенная толщина - от 4,0м до 16,7м. Коэффициент пористости - 0,29, коэффициент нефтенасыщенности - 0,68, проницаемость – 193-887 млд. Продуктивность доказана скважина №№8,9,43. При опробовании были получены притоки нефти. Дебиты нефти составляет от 0,45 м3/сут в интервале 509-519м скважины №8 до 4,9м3/сут в интервале 502-516м скважины №43.

Данные опробования скважин приведены в таблице 3.4.1.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 305м, что соответствует подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по данным геофизики скважины Г-4, хотя вероятно из-за некачественного опробования в результате опробования получена вода (табл.6.3.).

Залежь литологическая, тектонически экранированная.

Высота залежи составляет – 25,0м. Площадь нефтеносности – 288 тыс.м2.

Центральное поле. Продуктивна только скважина №45. Глубина залегания 446-519м. Толщина пласта составляет 17,0-40,0м. Состоит из 1-го песчаного пропластка. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет – 4,0м. Коэффициент пористости – 0,37, коэффициент нефтенасыщенности – 0,45.

Скважина №45 опробована, в результате опробования получена в интервале 508-512м нефть с дебитом 1,0 м3/сут.

Площадь нефтеносности принята к удвоенному расстоянию эксплуатационной скважины в радиусе 300м и составляет 35 тыс.м2.

Южное поле. Продуктивна только скважина №33, с общей эффективной и нефтенасыщенной толщиной 3,0м. Пласт не опробован, продуктивен только по материалам ГИС. Коэффициент пористости – 0,22, коэффициент нефтенасыщенности – 0,47. Площадь нефтенасыщенности принята к удвоенному расстоянию эксплуатационных скважин в радиусе 200м, площадь нефтенасыщенности составляет 35,0 тыс.м2 (прил.24).

Ю-IIБ. Северное поле. Глубина залегания пласта - 576-596м. Толщина пласта составляет –12,5-27,0м, состоит из 1-3 песчаных пропластков. Общая эффективная, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2,5-13,0м. Коэффициент пористости – 0,23-0,25, коэффициент нефтенасыщенности – 0,64-0,75, проницаемость – 3-2418 млд. Продуктивность доказана скважиной №8, в интервале 531-543м получена нефть с дебитом 0,6м3/сут. В районе скважины №9 водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 322м по данным ГИС. В районе скважин №№8, 40 водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 332м по данным геофизики и по результатам опробования скважины №8. По типу залежь является литологической, тектонически экранированной. При принятом положении ВНК высота залежи составляет 12,0-22,0м. Площадь нефтеносности равна 259 тыс.м2.

По центральному полю подсчет не велся, так он водоносен.

Южное поле. Продуктивна только скважина №33, остальные скважины водоносные. Глубина залегания - 460-512м. Толщина пласта составляет 14,0-20,0м. Состоит из 2-х песчаных пропластков. Общая эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина равна 7,0м. Коэффициент пористости – 0,28, коэффициент нефтенасыщенности – 0,61.

Скважина №33 опробована, в результате опробования из интервала 478-462м получена нефть с дебитом 2,4 м3/сут. Площадь нефтеносности принята к удвоенному расстоянию эксплуатационных скважин в радиусе 200м и составляет 70,0 тыс. м2.

Ю-IIВ. Северное поле. Пласт прослежен только в 3-х скважинах (№№8; 18; 41). Глубина залегания варьирует от 548,5м до 597,5м. Состоит из 2-6 песчаных пропластков. Общая эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 6,5 до 19,0м. Коэффициент пористости – 0,19, коэффициент нефтенасыщенности – 0,66.

Продуктивность доказана скважиной №41, где получена нефть с дебитом 7,0 м3/сут. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 373,5м по скв.18, что соответствует подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по данным ГИС и по опробованию скважин 18, 41.

Залежь литологическая, пластовая, тектонически экранированная. При принятом значении высота залежи составляет 43,5м. Площадь нефтеносности равна 83,0 тыс.м2.

Триасовый нефтеносный горизонт

приурочен к нижнему триасу. Литологически представлены песчаником, алевролитом и песком мелкозернистым средней крепости с известковистым цементом.

Впервые на площади промышленный приток нефти из отложений получен в структурно-поисковой скважине К-105, пробуренной с целью выяснения перспектив нефтеносности.

В результате детальной корреляции во вскрытом разрезе месторождения позволили выделить 3 триасовых горизонтов (Т-I, Т-II, Т-III).

Т-I-горизонт. Северное поле. Впервые продуктивность горизонта установлена по ГИС и по опробованию скважины №46. Выделен на глубине 588-642м. Толщина горизонта составляет 14,0-24,0м. Состоит из 1,0-2,0 песчаных пропластков. Общая эффективная, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 4,0 до 13,0м. Коэффициент пористости составляет – 0,22-0,29, коэффициент нефтенасыщенности 0,62-0,80, проницаемость – 0,025-0,05 млд. При опробовании были получены притоки нефти с дебитом 2,5м3/сут. Данные результаты опробования скважин приведены в таблице 3.4.1.

В районе скважин №№9,41 водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 398м, что соответствует подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по данным геофизики и по результатам опробования скважины №9.

В районе скважины №46 водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 395м по подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по материалам геофизики и по результатам опробования скважины №46.

В районе скважин №№40, 43 водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 412м, что соответствует подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по данным ГИС и по результатам опробования скважины №40. По типу залежь литологическая, тектонически-экранированная. При принятом положении водонефтяного контакта высота залежи составляет 10,0-27,0м. Площадь нефтеносности равна 452 тыс.м2 (прил.27).

Т-II-горизонт. Северное поле. Глубина залегания горизонта 620-673м. Толщина горизонта составляет 8,0-30,0м, состоит из 1-4 песчаных пропластков. Общая эффективная, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2,0-6,0м. Коэффициент пористости – 0,21, коэффициент нефтенасыщенности – 0,66.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 458м, что соответствует подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по данным промысловой геофизики скважины №40. Залежь литологическая, тектонически экранированная. Высота залежи составляет 58,0м. Площадь нефтеносности равна 289 тыс.м2.

Центральное поле. Выделен на глубине 669-710м. Толщина горизонта – 10,0-15,0м, состоит из 1-2 песчаных пропластков. Общая эффективная, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,5-9,5м. Коэффициент открытой пористости – 0,22, коэффициент нефтенасыщенности – 0,76.

Впервые продуктивность доказана скважиной 17, в интервале 684-674м получена нефть с дебитом 3,4м3/сут.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 496м, по подошве нефтеносного пласта-коллектора по данным геофизики скважины 12 и результатам опробования скважины №17.

По типу залежь литологическая, тектонически-экранированная. Высота залежи составляет 36,0м. Площадь нефтеносности равна 158 тыс.м².

Т-III-горизонт. Северное поле. Глубина залегания колеблется в пределах 702-744м. Горизонт выделен только в 3-х скважинах, из них скважина №40 продуктивная, с общей эффективной, эффективной нефтенасыщенной толщиной 12,0м. Остальные скважины №№41, 46 водоносные. Коэффициент пористости составляет – 0,20, коэффициент нефтенасыщенности – 0,81, проницаемость – 0,1-661 млд..

Скважина №40 опробована, в результате опробования в интервале получена нефть с дебитом 2,5 м3/сут. Площадь нефтенасыщенности принята к удвоенному расстоянию эксплуатационных скважин в радиусе 300м и составляет 68 тыс.м2.

Центральное поле. Выделен на глубине 700-780м. Толщина горизонта, в основном, составляет 30,0-35,0м, только в скважине №13 достигает 62,0м. Горизонт состоит из 2-6 песчаных пропластков. Общая эффективная толщина варьирует от 12,0 до 28,5м, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет от 12,0 до 18,0. Коэффициент пористости – 0,23, коэффициент нефтенасыщенности – 0,69-0,73. Как указано выше, впервые на площади скважиной К-105 получен промышленный приток нефти с дебитом 24,0 м3/сут.

В скважине №11 в интервале 750-759м получена нефть с дебитом Qн5=29,0м3/сут, в скважине №13 в интервалах 733,5-744, 750,5-758,5м получена нефть с дебитом Qн=19,8м3/сут.

В районе скважины №К-105 водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 542м, что соответствует подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по материалам промысловой геофизики и подтверждается результатами опробования.

В районе скважин №13, Г-2 водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 559м, по подошве нефтенасыщенного пласта-коллектора по данным ГИС скважины №14.

По типу залежь литологическая, пластовая, тектонически-экранированная. Высота залежи составляет 32,0-49,0м. Площадь нефтенасыщенности – 390 тыс.

Нефтеносность

Таблица 4.5.1.

 

 

Стратиграфический горизонт	Глубина залегания	Тип коллектора			Параметры нефти	Параметры растворенного газа
от	до	Плотность в пластовых условиях	Плотность после дегазации, г/cмЗ	Подвижность нефти, Д на оп	Содержание серы, % по весу	Содержание парафина,% по весу	Максимальный дебит, м3/сут	Газовый фактор, м3/м3	Содержание сероводорода,%	Содержание углекислого газа, %	Относительная по воздуху плотность газа	коэффи циент сжимае мости	Давление насыщения в пластовых условиях, мПа
Ю2-I-A Центральный				0,8635	0,8669	-	-	-	-	1,413	-	-	0,7737	21,86	0,2
Ю2-II-Б Северный				0,8454	0,8708	-	-	-	-	5,15	-	-	0,8402	19,71	1,08
Т-II-АБ Центральный				0,8122	0,8485	-	-	-	-	8,26	-	-	0,9504	9,68	0,7
Т-I-А Центральный				0,8112	0,8514	-	-	-	-	9,26	-	-	0,9428	10,07	0,82

Газоносность

 

Таблица 4.5.2

Индекс стратиграфического подразделении	Интервал, м	Тип коллектора	Состояние (газ, конденсат)	Содержание % по объему	Относитель ная по воздуху плотность газа	Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях	Свобод ный дебит	Плотность газоконденсата,г/см3	Фазовая проницаемость,мД
Серо водоро да	углекислого газа	в пластовых условиях	на устье скважины
от	до
Ю2-I-A Центральный			-	-	-	3,97	0,7737	0,63	-	-	-	-
Ю2-II-Б Северный			-	-	-	4,01	0,8402	-	-	-	-	-
Т-II Центральный			-	-	-	6,21	0,9504	-	-	-	-	-
Т-I Центральный			-	-	-	6,22	0,9428	-	-	-	-	-
Т-II			-	-	-	6,51	0,7581	-	-	-	-	-