ВВЕДЕНИЕ
Целью данной работы является уточнение геологической модели строения Малгобек-Вознесенское-Алхазово месторождения на основе комплексной интерпретации всей геолого-геофизической и промысловой информации, подсчет запасов нефти и растворенного газа, создание технологической схемы разработки в ходе доразведки месторождения
Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности горных пород стали основными при подсчетах запасов нефти и газа.В последние годы промыслово-геофизическая информация широко используется при проектировании разработки месторождений нефти и газа, а также при контроле и анализе процесса разработки, т.к. обеспечивает получение всех основных параметров, необходимых для подсчета запасов.
Для определения подсчетных параметров в нашей стране и за рубежом используются многочисленные способы обработки геофизической информации. Значительная их часть физически обоснована и объективно учитывает реальные возможности геофизических методов и точность измерений геофизических параметров серийной аппаратурой. Их применение правомерно и дает надежную геологическую интерпретацию. Наряду с этим используются и методики, не имеющие четкой физической основы, применение которых не обеспечивает требуемой точности геологической интерпретации и дискредитирует огромные возможности геофизики. Нередко наблюдаются случаи недостаточного учета всей геолого-геофизической информации при интерпретации геофизических материалов и использования моделей коллектора и петрофизических связей, правильных по существу, но не соответствующих типу изучаемого коллектора. Это приводит к существенным ошибкам при оценке запасов нефти и газа.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
Месторождение Малгобек-Вознесенское-Алхазово расположено в пределах Терско-Сунженского нефтегазоносного района Терско-Каспийской нефтегазоносной области Терской зоны нефтенакопления, в пределах западной и центральной частей Терского хребта.
В административном отношении месторождение входит в состав Малгобекского района Республики Ингушетия (рис. 1).
Основные населенные пункты: г. Малгобек, ст. Вознесенская, рабочий поселок Горагорский. Город Малгобек связан асфальтированной дорогой с г. Грозным и гравийным шоссе с г. Владикавказом. В пределах промысловой площади имеется гравийная дорога и густая сеть грунтовых дорог.
Терский хребет простирается в широтном направлении, возвышаясь над уровнем моря на 500-700 м. К востоку от г. Балаш хребет разветвляется на южную - Калаусскую и северную – Эльдаровскую ветви, отделенные друг от друга широкой и глубокой балкой.
Южная ветвь хребта, постепенно понижаясь к югу, переходит в Алханчуртскую долину.
Водораздельная линия хребта почти совпадает с осевой линией Малгобек-Вознесенской структуры. Северный склон хребта спускается к долине р. Терек, которая имеет абсолютные отметки +100 - +150 м, южный – к Алханчуртской долине с абсолютными отметками поверхности +250 - +300 м. Склоны хребта сильно изрезаны балками. Северный склон круче южного, балки местами сильно врезаются в коренные породы, обнажая их. На северном склоне сохранились небольшие леса из деревьев лиственной породы: дуба, ясеня и клена.
Постоянная гидрографическая сеть представлена небольшими ручейками по некоторым балкам, которые питаются за счет малодебитных родников. Севернее Терского хребта, в 20 км, протекает в широтном направлении р. Терек, из которой производится подача воды в г. Малгобек, ст. Вознесенскую и рабочий поселок Горагорский, как для технических нужд, так и для обеспечения населения питьевой водой.
В целом район беден водными источниками. В западной части площади имеются колодцы и источники, приуроченные к песчаникам караганского горизонта. Вода слабо минерализованная, с запахом сероводорода.
Климат района Терского хребта, где расположено месторождение Малгобек-Вознесенское-Алхазово, как и всей зоны Передовых хребтов, относится к умеренно-континентальному, с дождливыми весной и осенью, малоснежной зимой и сухим, знойным летом. Среднегодовое количество осадков, выпадающих в районе, колеблется в пределах 300-350 мм в год. Самый жаркий месяц лета – июль, средняя температура которого +25ºС, иногда температура воздуха достигает +35 ÷ +40ºС. Зима умеренная, с частыми оттепелями и неустойчивым снеговым покровом. Высота снежного покрова зимой незначительная 10-20 см. Температура воздуха зимой почти не опускается ниже -10÷ -15ºС. Средняя температура января месяца -3ºС.
Основным занятием местного населения является земледелие, садоводство и в несколько меньшей степени животноводство.
Минерально-сырьевая база района работ состоит из месторождений нефти и газа, мрамора, доломитов, кирпичных глин высокого качества, термальных и минеральных вод.
Рисунок 1.Обзорная карта
1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения
Геологическое строение месторождения и залежей
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Месторождение Малгобек-Вознесенское-Алхазово расположено в пределах Терско-Каспийской нефтегазоносной области Терско-Сунженского нефтегазоносного района, Терской зоны нефтенакопления, в пределах западной и центральной частей Терского хребта.
Вскрытый геологический разрез на месторождении Малгобек-Вознесенское-Алхазово представлен мезокайнозойскими отложениями.
Мезозойская система MZ
Юрский период J
Вскрытый разрез юрских отложений согласно отобранному керну представлен известняками светло-серыми, серыми и темно-серыми, крепкими, массивными, трещиноватыми. Трещины разнонаправленные, заполнены кальцитом. Ширина трещин до 1 мм. Ангидритами темно-серыми, пятнистыми, крепкими. Аргиллитами темно-серыми, почти черными, крепкими. Вскрытая толщина юрских отложений 204-343 м.
Меловой период Cr
Нижний мел Cr1
Нижнемеловые отложения представлены всеми ярусами: альбским, аптским, барремским, готеривским, валанжинским. Представлены отложения (за исключением валанжинского яруса) чередованием песчаников, алевролитов и глин. Керновым материалом отложения освещены очень слабо. Наибольшее количество керна отобрано из аптского яруса. Альбский и барремский ярусы каменным материалом освещены значительно слабее, а из готеривского и валанжинского ярусов отбирались лишь единичные образцы пород.
Общая толщина нижнемеловых отложений составляет 1400-1440 м.
Берриасский ярус Cr1b
В верхней части яруса выделяется доломитово-ангидритовая пачка, представленная доломитами с прослоями ангидритов.
Ниже залегает доломитовая пачка.
В основании яруса – терригенная пачка, представленная алевролитами с прослоями глин. Из скважины 856 в интервале 4198-4199 м отобран образец глины светло-серой, карбонатной с прослоями мергелей. Толщина отложений берриасского яруса в скв. 864 составила 293 м.
Валанжинский ярус Cr1vl
Как отмечалось выше, из валанжинского яруса отбирались единичные образцы керна. Керновым материалом разрез освещен преимущественно в верхней части валанжинского яруса (в интервале толщиной
200 м).
Согласно образцам пород из скважин 856 и 864 валанжинский ярус представлен известняками темно- и светло-серыми с коричневатым оттенком, крепкими, пелитоморфными, глинистыми с редкими и тонкими вертикальными и реже диагональными трещинами. Толщина валанжинского яруса около 200 м.
Готеривский ярус Cr1gt
Из отложений готеривского яруса отобран один образец породы из скважины 856 (в интервале 3905-3907 м). Порода представлена алевролитом серым, карбонатным с наличием вертикальных трещин. В целом готеривский ярус (по аналогии с площадью Заманкул) представлен переслаиванием алевролитов, глин и песчаников с преобладанием алевролитов. Алевролиты темно и светло-серые, плотные, трещиноватые с прожилками кальцита и включением оолитов. Песчаники темно-серые, плотные, глинистые.
Толщина готеривских отложений составляет 169 м (скв. 864) и 195 м (скв. 856).
Барремский ярус Cr1br
Ярус представлен чередованием алевролитов, песчаников и глин. Алевролиты серые, темно-серые с голубоватым оттенком, слюдистые, крепко сцементированные, с обильным включением гальки, размером от 5 до 7 мм. Песчаники серые и темно-серые, мелко- и разнозернистые, различной степени карбонатности и глинистости с включением зерен кварца и мелкой гальки. В отобранных образцах керна отмечены трещины, заполненные кальцитом.
По геофизическим данным в барремских отложениях выделяются четыре песчаных пачки: VI, VII, VIII, IX.
Средняя толщина барремского яруса 240 м.
Аптский ярус Cr1apt
Представлен глинами, песчаниками и алевролитами. Глины темно-серые до черных, плотные, сильно слюдистые, песчанистые. В глинах часто встречаются серовато-зеленые алевролиты в виде прослоев и линз. Прослои алевролитов от долей сантиметра до нескольких сантиметров.
Ярус значительно песчанистее вышележащего альбского. В нем по геофизическим данным выделяют шесть песчаных горизонтов с номенклатурой: IIα, II, III, IV, V1, V2. Наиболее песчанистой является средняя часть аптского яруса.
Песчаники серые, темно-серые и буровато-серые, местами приобретают зеленоватый оттенок за счет включений глауконита. Песчаники мелко- и тонкозернистые, слюдистые, глинистые, плотные с включением пирита, иногда косослоистые.
Песчаники трещиноватые, в большинстве случаев в вертикальном направление, реже в горизонтальном направление. Трещины заполнены карбонатным и глинистым материалом.
Альбский ярус Cr1alb
В основном представлен глинами темно-серыми, почти черными, слабо слюдистыми, некарбонатными, с редкими прослоями аргиллитов и глинистых алевролитов тех же цветов. Наиболее песчаниста верхняя часть.
Средняя толщина яруса 173 м.
Верхний мел Cr2 + нижний палеоцен (дат)
Продуктивная карбонатная толща представлена датским ярусом нижнего палеогена и всеми ярусами от маастрихтского до сеноманского верхнего мела. По литологическому составу отложения представлены известняками светлых тонов с тонкими прослоями темно-серых и серовато-зеленых известковистых глин, иногда с прослоями небольшой толщины серых мергелей. Вся карбонатная толща по промысловой номенклатуре условно расчленяется на шесть (I-VI) корреляционных пачек, увязывающихся со стратиграфическими подразделениями в разрезе следующим образом:
I пачка – датский ярус;
II, III, IV пачки – маастрихтский ярус;
V пачка – кампанский ярус;
VI пачка – сантонский, коньякский, туронский и сеноманский ярусы.
Сеноманский ярус Сг2сm
Представлен, в основном, породами низкого удельного сопротивления с повышенной естественной γ - активностью, что характеризует эти породы как «глинистые». Породы сантонского, коньякского, туронского, сеноманского ярусов объединены в VI пачку. В строении яруса принимают участие светло-серые известняки и темно-серые мергели. Мергели неясно слоистые и пелитоморфные, крепкие, глинистые. В мергелях встречаются включения обломков серого известняка. Известняки трещиноваты. Ширина трещин иногда достигает 1 см. Трещины в большинстве случаев заполнены кальцитом и пиритом. Основная масса заполнений приходится на долю пирита. Кальцит занимает в трещинах пристенные участки. В известняках отмечаются и массивные пиритовые полуокруглые включения до нескольких сантиметров с сопутствующими мелкими кальцитовыми заполнениями. Общая толщина сеноманского яруса увеличивается по площади в восточном направлении от 10 до 20 м.
Туронский ярус Сг2tr
В строении яруса участвуют светло-серые пелитоморфные известняки, трещиноватые, с сутуростилолитовыми швами. В известняках встречаются прослои черной глины, толщиной до 2 см. По геофизической характеристике ярус представлен чередованием уплотненных и проницаемых пород. Проницаемым породам соответствуют пониженные значения удельных сопротивлений, отрицательные аномалии на диаграммах СП, понижения значения вторичного γ – излучения. На кавернограмме в интервале туронского яруса наблюдается уменьшение диаметра скважин до номинального и даже сужение ствола, что свидетельствует об образовании глинистой корки, против хорошо проницаемых интервалов.
Общая толщина туронских отложений изменяется в пределах площади от 18 до 35 м.
Коньякский ярус Сг2cn
В строении яруса участвуют крепкие светло-серые пелитоморфные известняки, с многочисленными сутуростилолитовыми швами, заполненными темно-серым и черным известняковисто-глинистым материалом. Известняки рассечены сетью наклонных трещин. Отложения коньякского яруса представляют собой хороший геофизический репер с несколько повышенной естественной γ-активностью.
Общая толщина коньякского яруса уменьшается с запада на восток от 30 до 15 м.
Сантонский ярус Сг2snt
Представлен, в основном, известняками светло-серыми. Иногда почти белыми, пелитоморфными с серыми прослоями глинисто-карбонатного состава, нередко трещиноватыми. В известняках имеется много сутуростилолитовых швов. Естественная γ – активность пород в целом меньше, чем в вышележащих породах кампанского яруса. Общая толщина сантонского яруса уменьшается от 50 м в западной части до 30-35 м в восточной части и центре поднятия.
Кампанский ярус Сг2сшр
Представляет собой весьма неоднородный комплекс пород, относящийся по промысловой номенклатуре К2V пачке. Отложения яруса представлены светло-серыми пелитоморфными известняками, содержащими до 15% органогенно-обломочного материала. В известняках редко встречаются полуокатанные зерна кварца, округлые – глауконита и единичные чешуйки слюд, довольно часты зерна фосфоритов. В известняках имеются многочисленные тонкие и иногда косослоистые прослои зеленовато-серой и темно-серой мергелистой глины, мощностью до 10 см. Известняки местами трещиноватые, трещины почти сплошь заполнены кальцитом. В глинах встречаются зеркала скольжения. В известняках – большое количество стилолитовых швов, заполненных глиной.
Сопротивление пород кампанского яруса изменяется в пределах 9÷30 ом. Аномалии ПС отсутствуют.
В отложениях этого яруса наблюдается увеличение естественной γ активности за счет наличия глинистого материала. На кавернограммах в этом интервале наблюдается гораздо большее увеличение диаметра скважины, чем в интервале IV пачки.
Общая толщина кампанского яруса изменяется с запада на восток от 125 до 90-100 м, составляя в сводовой части поднятия 85 м.
Маастрихтский ярус Cr2mst
Представлен, в основном, трещиноватыми известняками светло-серыми иногда серыми с прослоями темно-серой глины, толщиной до 5 мм. В основной массе светло-серых известняков содержатся обломки мшанок, криноидей, остракод. Отмечено присутствие рассеянного пирита, единичных зерен минералов из группы бурого железняка и черных рудных минералов.
В известняках часты разных размеров сутуростилолитовые швы, заполненные глинисто-известковистым материалом и кристаллическим кальцитом.
Ширина трещин в известняках от 0,01 до 1 мм. Трещины в основном заполнены кристаллическим кальцитом. В отдельных случаях в пелитоморфных известняках были встречены слабо искривленные макротрещины шириною почти до 1 см, заполненные желтовато-серым кальцитом. Карбонатность известняков колеблется от 88 до 100%.
Маастрихтский ярус на фоне датского и кампанского ярусов выделяется резким увеличением отрицательной аномалии ПС. В нем выделяются три реперные пачки: II, III, IV. Чаще всего пачки представлены породами низкого удельного сопротивления и вторичное γ- излучение имеет низкие значения, что указывает на повышенное водосодержание пород в этих интервалах. На кавернограммах в интервалах II, III пачек наблюдается уменьшение диаметра скважины до номинального, и даже сужение ствола скважины.
IV пачка характеризуется несколько повышенным значением вторичного γ- излучения, чем II, III пачки. На кавернограммах в этом интервале наблюдается некоторое увеличение диаметра скважины.
Общая толщина маастрихтского яруса увеличивается от 60 м в западной части до 120 м в восточной части площади.
Датский ярус Сг2dt
Представлен, в основном, светло-серыми и серыми известняками, пелитоморфными, иногда слоистыми и слабо алевритистыми, тонкозернистыми. В известняках встречаются тонкие прослойки глин серых тонов, и тонкие пропластки зеленовато-серых слоистых мергелей, нередко глинистых. В известняках часто обнаруживается тонкорассеянный пирит, редко зерна глауконита, фосфоритов, пластинки бесцветных слюд и зерна минералов из группы бурых железняков. Карбонатность известняков колеблется от 90 до 100%, карбонатность мергелей не превышает 66,5%. Трещиноватость наблюдается в известняках всех типов. Преимущественное направление трещин – вертикальное (относительно поверхности наслоения), однако встречаются и наклонные трещины, пересекающие вертикальные под различными углами. Трещины имеют ширину от 0,01 до 0,04 мм (в шлифах), редкие трещины имеют ширину до 5 мм. Большинство трещин заполнено кальцитом или реже глинистым веществом.
Отложения датского яруса характеризуются повышенным содержанием глинистого материала. Удельное сопротивление пород по данным БЭЗ изменяется в пределах 6-20 ом, аномалии СП незначительны, на диаграммах РК отмечается повышение значений естественной и вызванной активности. Толщина датского яруса в среднем довольно постоянна и составляет 19-20 м.
Общая толщина верхнемеловых отложений в сводовой части меловой складки составляет 300-310 м, на западной и восточной периклиналях около 330 м и на крыльях 320-345 м.
Третичная система Fr
Фораминиферовая свита Pg1+2
Отложения подразделяются на три части: верхнюю, состоящую из мергелей светло-серых с зеленоватым оттенком с прослоями светло-серых карбонатных глин; среднюю, сложенную буровато-коричневыми, крепкими, сильно известковистыми глинами; нижнюю, представленную переслаиванием пестро-окрашенных (от зеленовато-серого до красноватых тонов) мергелей, содержащих тонкие прослойки зеленовато-серых глин. Фауна :Globigerinacompressa Plummer, Globigerina bulloides Orb.идр.
Майкопскаясвита N1 +Pg3
Нижний Майкоп Pg31+2
Глины серые с коричневатым оттенком, неизвестковистые с чередующимися пачками зеленовато-серых, плотных, мелкозернистых песчаников и алевролитов толщиной 35-40 м, в нижней части, у контакта с фораминиферовыми слоями, залегает 40 метровая пачка, выраженная чередованием темно-серых, зеленоватых, известковистых глин, бурых тонкоплитчатых мергелей и темно-бурых, сильно известковистых глин (хадумский горизонт).
Верхний Майкоп N11 +Pg3
Однообразная толща глин темно-серых, плотных, слоистых, неизвестковистых, песчанистых, в верхней части с включениями сидеритовых конкреций.
Толщина изменяется от крыльев (500 - 700 м) к своду (до 1680 м).
Чокракский и тарханский горизонт N12c+t
Верхняя часть разреза сложена чередованием песчаников и разделяющих их глин. Выделяются четыре песчаных пласта (ХIУ- XУII), песчаники мелко-среднезернистые, кварцевые. Суммарнаятолщина их увеличивается с запада на восток. Разделяющие глины песчанистые, неизвестковистые, плотные, с прослоями крепких мергелей.
Нижняя часть разреза представлена толщей темно-серых песчанистых плотных глин. Фауна: Spirialissр., Abraalbawoodи др.
Толщина 180 - 250 м.
Караганский горизонт N12Kg
Представлен чередованием мощных песчаников и глин. Выделяют 13 песчаных пластов, которым дана номенклатура от I до XIII включительно. Песчаники мелкозернистые, мощностью от 3 до 40 м. Песчаники разделены песчанистыми, неизвестковистыми глинами, содержащими прослои (0,5-1м) мергелей.
Толщина 200-250 м.
Сарматский ярус + конкский горизонт N13sm + N12кп
Нижне-сарматский подъярус + конкский горизонт N13sml +N12kn.
По фаунистическим признакам подразделяются на слои сMactraeichwaldi; слои с Syadesmiareflexa и конкский горизонт. В литологическом отношении представлены глинами плотными, слоистыми, слабо песчанистыми, известковистыми с частыми прослоями крепких доломитизированных мергелей.
Толщина 65-60м.
СреднесарматскийподъярусN13sm2
Среднесарматские отложения (криптомактровые слои) представлены светло-серыми, сильно известковистыми, слабо песчанистыми, плотными глинами с частыми прослоями мергелей.
Толщина от65 до 100 м.
ВерхнесарматскийподъярусN13sm3
Сложен сверху вниз переходными слоями, состоящими из глин темно и зеленовато-серых, слоистых, песчанистых, известковистых, с прослоями серого тонкого зернистого песчаника.
Толщина в сводовой части 0 - 350 м, на погружении 700 - 800 м.
Меотический ярус N13mt
В сводовой части эти отложения отсутствуют и развиты только на погружениях структуры.Верхнюю часть разреза слагают пресноводно-континентальные пестроцветные песчано-глинистые образованиятолщиной 350-470 м, именуемые обычно "подакчагыльской" толщей. В низах пятнистых глин найдена фауна смешанного типа понтического и меотического возрастов.
Толщина нижней части 300 – 330 м.
Акчагыльский ярус N2ak
Отложения распространены на погружении складки. Представлены серыми разнозернистыми известковистыми песчаниками с прослоями сильно известковистых глин.
Толщина 35-40 м.
Апшеронский ярус N2ар
Отложения развиты на глубоком погружении крыльев складки. Представлены переслаиванием серых песчанистых глин и рыхлых; разнозернистых, известковистых песчаников. Фауна: DreissensiarostrifoxmisBeech,ApecheroniapropinguaEichw. идр.
Толщина достигает 130-160 м.
Четвертичные отложения Q
Современные образования представлены лессовидными суглинками с характерным содержанием грубого песчаного материала, гальки и мелкого гравия.
Мощность от 1 до 85 м.
1.3Тектоника
В процессе поисково-разведочных работ и разработки нефтяных залежей тектоническое строение Терской и Сунженской антиклинальных зон и нефтяных месторождений, приуроченных к ним, изучено достаточно полно. Установлено, что сильно дислоцированным антиклиналям в неогеновых отложениях соответствуют более простые поднятия в верхнем мелу.
Смещение осевых линий структур с глубиной связано, в первую очередь, с их ассиметричным строением и надвиганием сводов неогеновых антиклиналей на крылья по многочисленным разрывным нарушением, а также течением пластичных глинистых толщ нижнего миоцена и олигоцена из периферийных зон в области сводов структур в процессе складкообразования. Рассматриваемая область по верхнемеловым отложениям представляет две крупные антиклинальные зоны: Сунженскую и Терскую с множеством самостоятельных поднятий.
Терская антиклинальная зона, с которой связано месторождение Малгобек-Вознесенское-Алхазово, по верхнемеловым отложениям имеет восточное-юго-восточное простирание. Протяженность ее около 200 км. На севере она ограничена Притерской депрессией, на юге – Акбашской, Алханчуртской и Петропавловской синклиналями. В пределах Терской антиклинальной зоны с запада на восток выделяются поднятия: Арак-Далатарекское, Малгобек-Вознесенское, Эльдаровское, Хаян-Кортовское, Брагунское, Гудермесское.
Различные исследователи несколько по-разному освещают строение верхнемеловых отложений. Геологическая служба НГДУ «Малгобекнефть» в отчете по подсчету запасов нефти (1963г.) указывала, что скв. 805 и скв. 791 пересекли нарушение с амплитудой 20-30 м. Затем, в последующие годы, в своих годовых отчетах ими приводились структурные карты с многочисленными нарушениями. В те же годы при составлении схемы разработки верхнемеловой залежи указывалось, что амплитуда смещения в профиле скважин 809, 791, 750, 777 и 804 достигает
125 м. При составлении проекта разработки верхнемеловой залежи нефти (1966г.) разрывы на структурной карте не показывались, хотя и не отрицалось их возможное наличие.
Южная структура.
Промышленная нефтеносность установлена в четырех пластах (XII-XIII, XIV, XVI и XVII). Всего выявлено семь залежей нефти. Залежи пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные. Размеры залежей изменяются от 0,2*0,2 км до 5,0*0,3 км, высота залежей изменяется от 5 до 120 м.
Кумский горизонт фораминиферовой свиты
Коллектор представлен трещиноватыми мергелями и является чисто трещинным. В кумском горизонте выделена одна залежь нефти. Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи равны 4,0*1,3 км, высота залежи 58,1 м.
ВНК принят на а.о. – 2100 м.
Верхний мел
Залежь нефти в отложениях верхнего мела связана с огромным природным резервуаром, включающим семь стратиграфических горизонтов – датский, маастрихтский, кампанский, сантонский, коньякский, туронский, сеноманский ярусы.
Верхнемеловые отложения в литологическом отношении сложены в основном известняками крепкими, трещиноватыми. Тип коллектора – трещинно-каверновый.
Размеры залежи составляют 42,0*3,0 км, высота 600 м.
По соотношению длины и ширины поднятия это симметричная антиклиналь, с которой связана антиклинальная ловушка и залежь.
Залежь нефти в отложениях верхнего мела относится к пластово-массивному типу. Отметка ВНК -2650м.
Нижний мел
Продуктивные пласты апта представлены чередованием песчаников, алевролитов и песчанистых глин. Тип коллектора – трещинно-каверновый.
По данным геолого-геофизического изучения аптская залежь моделируется, как пластово-массивная. Размеры залежи равны 25,7*1,6 км, высота 390 м. Отметка ВНК -2800 м.
Валанжин
Продуктивный горизонт валанжинского яруса представлен доломитизированными известняками и доломитами, трещиноватыми, со значительным развитием пустот вторичного происхождения.
Валанжинская залежь нефти относится к типу пластово-сводовых. Размеры залежи равны 15,2х1,5 км, высота составляет 140 м.
Отметка ВНК - 3808 м.
Юра
Юрские отложения представлены неравномерно уплотненными известняками, трещиноватыми, с прослоями гравелитов.
Юрская залежь нефти относится к типу массивно-пластовых. Размеры залежи нефти составляют 9,2х1,6 км, высота – 202 м.
Положение начального ВНК на отметке -3904 м.
1.3 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия. Характеристика режима водонапорного бассейна.
Месторождение Малгобек-Вознесенское-Алхазово расположено в пределах обширного Восточно-Предкавказского артезианского бассейна. Осадочная толща мезокайнозоя содержит большое количество водоносных горизонтов, слагающих ряд водоносных комплексов более широкого стратиграфического диапазона: юрского, нижнемелового, верхнемелового, палеогенового и неогенового.
Гидрогеологические особенности водоносных комплексов ВосточногоПредкавказья достаточно полно освещены в печатных и фондовых работах. В процессе поисково-разведочных работ на Малгобек-Вознесенской площади в большом объеме проводились гидрогеологические исследования, включающие в себя замеры забойных и пластовых давлений, отбор проб воды и их исследование, определение пьезометрических напоров и пластовых температур.
В геологическом разрезе рассматриваемой площади, как и всего Восточного Предкавказья, выделяют верхнюю и нижнюю водоносные толщи, разделенные мощной толщей майкопских глин. В нижней водоносной толще выделяются водоносные комплексы эоценовых (фораминиферовых), верхнемеловых, нижнемеловых и юрских отложений.
Касаясь условий формирования подземных вод палеогена-верхней юры, следует отметить их преимущественно седиментационный генезис.
В целом, современная гидродинамическая обстановка верхнемелового комплекса свидетельствует о восходящем движении вод от Притеречной синклинальной области и прилегающих к ней впадин к бортовым частям артезианского бассейна, как это установлено и в других водоносных горизонтах мезозоя.
В гидрохимическом отношении как на Малгобек-Вознесенской площади, так и на соседних площадях на фоне минерализации вод, характерной в целом для верхнемеловых отложений (40-42 г/л) отмечаются зоны опреснения пластовых вод (24-28 г/л) и зоны аномально повышенной минерализации (58 г/л). Многие исследователи такое явление связывают с перетоками менее минерализованных подземных вод сверху из палеогена в кровельную часть верхнего мела и более минерализованных вод снизу из нижнемеловых, верхнеюрских отложений в верхнемеловой комплекс. Сложная история геологического развития Терско-Сунженской антиклинальной зоны, тектоническая нарушенность основных комплексов отложений явились факторами, обуславливающими существование указанных явлений.
Водоносные комплексы мезозойских отложений изучены неравномерно. Наиболее детально исследован верхнемеловой, изучавшийся как в процессе разведки, так и в ходе разработки нефтяной залежи. Выполнены сотни анализов проб воды, выявлена начальная гидрогеологическая обстановка и характер ее изменения во времени. Достаточно детально изучен и нижнемеловой комплекс (особенно аптские горизонты). Слабо изученными остаются юрские отложения, по которым имеются лишь две качественные пробы воды (скв. 876, 879).
Обобщение материалов по верхнемеловой залежи (по другим залежам материалов недостаточно) позволило обнаружить некоторые закономерности в распределении гидродинамических напоров по площади и по некоторым вертикальным стратиграфическим разрезам.
Установлено, в частности, что величины приведенных напоров уменьшаются от сводовых частей и при разрывных участках Малгобек-Вознесенской складки к ее крыльевым и периклинальным окончаниям.
Указанные выше значения пластовых давлений более чем в 1,2-1,5 раза превышают условные гидростатические. Такое состояние гидродинамической системы практически исключает влияние на режим пластов области питания в Черных горах.
Гидродинамическая обстановка в период разработки залежи определяется, по-видимому, перераспределением давления между антиклиналью и прилегающими синклиналями. Это и обеспечивает упруго-водонапорный режим.
Воды мезозойских комплексов обладают исключительно хлоридно-натриевым составом и относятся к хлоркальциевому типу.
Верхнемеловой комплекс характеризуется чрезвычайно изменчивойводообильностью. Дебиты скважин изменяются от 30-50 до 750 м3/сут. Минерализация вод по площади законтурной зоны закономерно увеличивается с удалением от водонефтяного контакта с 34,9-40,7 г/л до 49,5 г/л. В ряде скважин (809, 866, 836) отмечены повышенные значения общей минерализации в интервалах залегания VI пачки (55,3 г/л), хотя выше по разрезу минерализация гораздо меньше (40,7-43,7 г/л).
Вся восточная периклиналь складки занята гидрохимической аномалией, выражающейся в резком повышении минерализации вод.
Повышенная минерализация присуща водам в районе другой аномальной зоны (скв. 821, 160, 142, 836).
1.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов
Караган-чокракские отложения
Караган-чокракские отложения сложены в основном мелкозернистым, слабосцементированным кварцевым песчаником с прослоями глин. По лабораторным исследованиям кернового материала достаточно убедительно обоснован тип коллектора пластов, как поровый.
Коллекторские свойства изучались по значительному числу анализов кернов и обширных данных по исследованию разрезов скважин промыслово-геофизическими методами и по данным гидродинамических исследований скважин.
Пористость насыщения изменяется в широких пределах от 0,173 до 0,325. В среднем составляя 0,258. Проницаемость по лабораторным исследованиям керна изменяется от 100 до 1500 мД, при среднем значении 472 мД. Карбонатность пород очень низкая – 0,2 – 0,3 %.
Фораминиферовые отложения
Коллектор представлен трещиноватыми мергелями и по аналогии с известняками верхнего мела рассматривается как чисто трещинный.
Коллекторские свойства кумского горизонта в основном обусловлены вторичной пористостью, значение которой намного ниже, чем для верхнемеловой залежи, развитие вторичной пористости внутри горизонта не равномерное, как по площади, так и по разрезу.
Кумский горизонт не был самостоятельным объектом поисков и разведки, поэтому специальных керновых исследований по определению пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности не проводилось, а значения данных параметров приняты по аналогии с одновозрастными отложениями месторождений Эльдарово и Хаян-Корт.
Верхнемеловые и нижнемеловые (апт) отложения
Фильтрационно-емкостные свойства пород карбонатных верхнемеловых и терригенных нижнемеловых (аптских) отложений полностью обусловливаются вторичным пустотным пространством, представленным трещинами, расширениями вдоль трещин (каверны, поры растворения), эффективным пустотным пространством сутуростилолитовых швов.
Пустотное пространство матрицы пород продуктивных отложений, представленное очень тонкими порами и поровыми каналами с размерами 0,1-0,5 мкм не является эффективным и не принимает участия в определении коллекторского потенциала.
Как известно, при лабораторном исследовании трещиноватых коллекторов, в связи со спецификой и не представительностью (по трещиноватости) керна, невозможно определить такие параметры как проницаемость и нефтенасыщенность вторичных пустот.
В тоже время определить величину вторичной пустотности (вторичной пористости), по исследованию керна было возможно, однако, этого не было сделано.
Таким образом, по керну были определены только физические параметры матрицы пород.
Физические свойства матрицы пород продуктивных пластов определялись по образцам керна путем исследования их, согласно существующим ОСТам и общепринятым, хорошо зарекомендовавшим себя методикам.
Открытая пористость - методом насыщения образцов очищенным керосином. ОСТ-39-181-85 Нефть. Метод определения пористости углеводородсодержащих пород.
Остаточнаяводонасыщенность - метод центрифугирования, n=4500об/мин, t=20-45 мин.
Проницаемость - методом фильтрации сжатого воздуха. ОСТ39-161-83 Нефть. Метод лабораторного определения абсолютной проницаемости коллекторов нефти и газа и вмещающих пород.
Гранулометрический состав – комбинированным методом, ситовым - гидравлическим.
Карбонатность – газометрическим методом, основанным на измерении объема углекислого газа, выделяющегося под действием соляной кислоты на карбонаты.
Объемный вес – по ОСТ 39-181-95.
1.5 Свойства и состав пластовых флюидов
Физико-химические свойства нефти и растворенного в ней газа определялись по данным анализов поверхностных и глубинных проб нефти. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками, а также на устье скважин в различных частях структуры. Анализы проб проводились в специализированных лабораториях ГрозНИИ, СевКавНИПИнефть и НПУ «Малгобекнефть».
Нефти караган-чокракских залежейявляютсятяжелыми, плотность нефти в нормальных условиях колеблется в пределах от 0,899 до 0,939т/м3, составляя в среднем 0,924т/м3(в пластовых условиях 0,900 т/м3), смолистой (среднее содержание смол составляет24,4 %),парафинистой (содержание твердых парафинистых углеводородов колеблется от2,4 % до6,8 %), содержание серы 0,29 %. Вязкость нефти при нормальных условиях колеблется в пределах от 18,2 до 98,6 мПа*с, составляяв среднем 61,0мПа*с (в пластовых условиях 39,0 мПа*с). Давление насыщение равно 1,0 МПа, газосодержание составляет 6,8 м3/т.
Нефть фораминиферовой залежи является легкой, плотность изменяется от 0,806 т/м3 до 0,828 т/м3, среднее значение плотности составляет0,819 т/м3 (в пластовых условиях 0,630 т/м3), содержание парафина 4,8 %.
Вязкость нефти при нормальных условиях составляет в среднем 2,1 мПа*с (в пластовых условиях 0,279 мПа*с). Выход светлых фракций – 55,0 %. Давление насыщение – 24,0 МПа.
Верхнемеловая нефть по своим товарным качествам относится к типу метано-нафтеновых, она легкая, малосернистая, низкосмолистая, парафинистая.
Плотность нефти в поверхностных условиях по результатам анализов устьевых и глубинных проб изменяется от 0,827 до 0,855 т/м3, среднее значение принято равным 0,837 т/м3.
Содержание силикагелевых смол в нефти изменяется в незначительных пределах (3,34-8,33 %) и в среднем составляет 4,7 %. Содержание серы не превышает 0,36 %, в среднем составляет 0,2%.
Процентное содержание парафина в верхнемеловой нефти колеблется от 3,6 до 10,5 %, среднее значение по залежи – 7,0 % при температуре плавления парафина +51,5º; асфальтенов – 0,89-5,01%, в среднем составляет – 1,58%.
Средняя температура начала перегонки нефти равна 65º. При температуре 300º выход легких фракций составляет – 53%.
Минеральных веществ, в виде золы, остающейся после сжигания нефти, содержится очень мало (от 0,0016 до 0,0011 вес. %).
При сопоставлении результатов анализов поверхностных проб нефти по площади и по разрезу, закономерностей в изменении свойств нефти не отмечается. Следует также отметить, что физико-химические свойства нефти в процессе эксплуатации заметно не изменяются.
2. РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
|
Скачать 2.21 Mb.