Тулеш. Месторождение Каламкас введено в опытнопромышленную разработку в 1979 г
 Скачать 0.69 Mb.
|
1.4 НефтегазоносностьМесторождение разбуривается сеткой эксплуатационных скважин с 1980 года и на протяжении всего периода проводилось изучение геологического строения месторождения. Увеличение толщины Юры на крыльях и переклиналях связывается с появлением новых пластов в пользовании схемой, согласно которой новые пласты появляются в кровле юры. Если же следовать схеме, то этот вопрос вообще не возникает, так как возможное нарастание нижней части разреза происходит за счет водонасыщенных пластов и двигаясь к крыльям и переклиналям, скважины вскрывая все меньшую часть нефтенасыщенного разреза будут проходить самые первые продуктивные горизонты. Вывод о непринципиальном значении варианта корреляции основывался на том, что в таком пластовомассивном резервуаре по разрезу, может быть выделен один эксплуатационный объект, а по площади объекты будут меняться на границах неоднократности корреляции и своя система воздействия будет организована на участках с одинаковым разрезом. Такому положению соответствует запроектированная площадная система расположения скважин и в соответствии с решением технико-экономического Совета ПОМН от 20.02.86 года институтом «КазНИПИнефть» совместно с НГДУ «Каламкаснефть» была проведена работа по уточнению номенклатуры продуктивных горизонтов в соответствии со схемой корреляции. В результате этой работы на разбуренной части месторождения было выделено четыре поля, которые являются самостоятельными объектами разработки. В каждом поле, в нефтенасыщенной толще сверху вниз от подошвы неокома, независимо от стратиграфической приуроченности выделялись четыре продуктивных горизонта, толщиной близкой к толщине горизонтов в своде структуры. Корреляция в каждом блоке заключается в прослеживании различных по стратиграфической приуроченности пластов, но включенных в одноименный объект разработки. Однако в дальнейшем по мере разбуривания месторождения возникла необходимость выделения новых полей, так как в скважинах, пробуренных на самых дальних окончаниях, структуры, необходимо была опять смещать объекты вверх по разрезу. В тоже время бурение последних скважин на крыльях и переклиналях структуры показало, что толщина юрского разреза и количество пластов в его пределах стабилизировались и можно более однозначно судить о строении продуктивной толщи. Таким образом, по мере разбуривания месторождения сеткой эксплуатационных скважин, проходит поиск оптимального варианта расчленения юрской продуктивной толщи. В настоящей работе рассматривается схема расчленения юрского продуктивного разреза, в которой происходит увеличение толщины юрских отложений на крыльях и переклиналях структуры за счет появления новых пластов в кровельной части юрского разреза. Прослеживания пластов от скважины к скважине по плотной эксплуатационной сетке позволило прослеживать уже выделенные пласты в своде к переклинальным частям. При этом появление новых пластов над Ю-I горизонтом от скважины к скважине происходило очень плавно, вернее происходило незначительное увеличение толщины, однако в скважинах на крыле это увеличение уже составляло десятки метров. Еще более резкие скачки в увеличение толщины Ю-I горизонтом происходили в районе разрывных нарушений. На месторождении Каламкас в юрских отложениях сосредоточены значительные запасы нефти и газа. Глинистая покрышка готерива – апта оказалась достаточно надёжной для сохранения нефти. Тектонические нарушения, сопровождаемые повышенной трещиноватостью пород, по – видимому, явились путями вертикальной миграции свободного газа и образованию вторичных по отношению к нефти залежей газа в нижнемеловых отложениях. В разрезе продуктивной толщи нефтегазового месторождения Каламкас установлен 21 горизонт, которые по стратиграфической принадлежности распределяются следующим образом: Нижний мел: Аптский ярус - I, II. Неокомский надъярус – А, Б, В, Г, Д, Е, Юо Средняя юра: Келловейский ярус – Ю - 5С. Батский ярус - Ю - 4С, Ю - 3С, Ю – 2С, Ю –1С. Байосский ярус - Ю – I, Ю – II, Ю – III, Ю – IV, Ю – V. Ааленский ярус - Ю – VI, Ю – VII. Прослеживание одноименных горизонтов (пластов) профилями вдаль и в крест простирания структуры по направлению от свода к крыльям на разбуренной площади позволило выявить границы (линии) выхода новых пластов, незафиксированных в своде, то есть не входящих в верхний Ю-I горизонт, на поверхность размыва. Поскольку пласты, появляющиеся на крыльях и переклиналях структуры имеют различную степень слияния между собой, одни из них объединены в горизонтах, а другие, практически не имеющие слияние, отнесены к разным горизонтам. Как и ранее выделившиеся горизонты они имеют номенклатуру Ю, но в отличии от них обозначаются арабскими цифрами от 1 до 5. Номера идут снизу вверх по разрезу по мере появления горизонтов от свода к крыльям и переклиналям. Кроме того, стратиграфический экранированный характер этих продуктивных горизонтов отмечается индексом «С» (Ю-1, Ю-2С, Ю-3С, Ю-4С, Ю-5С). В результате проведенной детальной корреляции пластов-коллекторов в разрезе Ю-5С горизонта выделен один пласт, Ю-4С горизонта – два пласта, Ю-3С горизонта – два пласта, Ю-2С горизонта – два пласта, Ю-1С горизонта – два пласта, Ю-I горизонта – два пласта, Ю-II горизонта – два пласта, Ю-III горизонта – два пласта, Ю-IV горизонта – два пласта, Ю-V горизонта – три пласта, Ю-VI горизонта – два пласта, Ю-VII горизонта – один пласт. Весь юрский разрез в целом характеризуется довольно одинаковым коэффициентом песчанистости, около 50%. Промышленная нефтегазоносность месторождения Каламкас установлена в отложениях мелового и юрского комплексов. В меловых отложениях сосредоточены газовые залежи, а в юрских газонефтяные и нефтяные. Этаж нефтеносности Юрской продуктивной толщи порядка 200 м. Детальное изучение строения месторождения нефтеносности юрской продуктивной толщи позволило выявить следующие особенности: 1.В верхней части юрской толщи сосредоточены газонефтяные залежи (Ю-5С, Ю-4С, Ю-3С, Ю-2С, Ю-1С, Ю-I, Ю-II, Ю-III горизонты), а с Ю-IV по Ю-VII – нефтяные. 2.В юрском продуктивном разрезе имеются следующие типы залежей – пластовые сводовые, литологически, тектонически, стратиграфически экранированные. 3.На большей части продуктивной толщи отмечается близость ВНК по различным горизонтам, в связи с чем месторождение приобретает вид массивной залежи к тому же ГНК почти по всем залежам имеет одинаковую отметку. Положение ВНК и ГНК отмечается в залежах тектонически экранированных. По характеру насыщения делятся на газонефтяные, нефтегазовые и нефтяные. Продуктивными на месторождении являются отложения мела и юры. В юре установлено 13 продуктивных горизонтов, с которыми связано 9 газонефтяных и 4 нефтяных залежи. В меловых отложениях установлено 8 газовых залежей. Меловая и юрская продуктивные толщи разделяются 35 метровой толщей глин, которая четко прослеживается в разрезах пробуренных скважин. В настоящей работе рассматриваются залежи нефти и газа приуроченные к юрской продуктивной толще. Толщина юрской продуктивной толщи изменяется от 270 м в своде до 460 м на крыльях и переклиналях, причем увеличение толщины происходит за счет появления новых пластов в кровельной части разреза. В разрезе выделено тринадцать горизонтов, из них пять (Ю-5С, Ю-4С, Ю-3С, Ю-2С, Ю-1С) имеют ограниченное распространение на крыльях и периклиналях структуры и к ним приурочены стратиграфически-экранированные залежи, и семь (Ю-I, Ю-II, Ю-III, Ю-IV, Ю-V, Ю-VI, Ю-VII) имеют распространение в своде структуры - к ним приурочены пластовые сводовые залежи. Кроме этих горизонтов в кровле отложений юры залегает базальный пласт песчаника толщиной порядка 10 м, который прослеживается по всей площади (горизонт Ю). Газонефтяные залежи Ю, Ю-5С, Ю-4С, Ю-3С, Ю-2С, Ю-1С, Ю-I, Ю-II, Ю-III горизонтов сосредоточены в верхней части продуктивной толщи, а нефтяные залежи Ю-IV, Ю-V, Ю-VI, Ю-VII горизонтов - в нижней. Характерной особенностью водонефтяных контактов по залежам является то, что на большей части площади (сводовая часть структуры) отмечается близость ВНК по залежам различных горизонтов в связи, с чем месторождение приобретает вид массивной залежи. Положение ГНК имеет по всем залежам одинаковую отметку. На переклинальных частях структуры присутствуют тектонически-экранированные залежи, и обособленные куполовидные поднятия, в которых положение ВНК и ГНК отличаются. Коллекторами на месторождении являются песчаники и алевролиты. Песчаники мелкозернистые, мелко-среднезернистые, среднезернистые не яснослоистые. Алевролиты крупнозернистые песчанистые не слоистые. Пустотное пространство представлено порами. В верхнеюрских отложениях, слагающих Ю-5С горизонт, наряду с терригенными коллекторами присутствует карбонатный коллектор. Терригенный коллектор представлен песчаниками мелко-среднезернистыми алевритистыми и алевролитами. Каверново-трещинные коллекторы, представлены мелкозернистыми глинистыми известняками и доломитами, микротрещиноватыми, содержащими межкристаллические поры и микрокаверны. 1.5 Подсчет запасов нефти и газа Общие балансовые запасы месторождения «Каламкас Северный» составляют 500млн тонн. Проектная добыча нефти должна составить от 3 до 15млн тонн в год. Оператором месторождения «Каламкас Северный» является казахстанская нефтяная компания Казмунайгаз. По геологическим запасам залежи нефти и газа можно разделить на три категории: Крупные - запасы нефти более 30 млн. тн. (Ю –I, Ю-II, Ю-III, Ю –IV, Ю-1С, Ю-2С, Ю – 3C, Ю-4С, Ю-5С). Средние - запасы нефти 30 – 10 млн.тн (Юо, Ю – V). Мелкие - меньше 10 млн. тн. (Ю – VI, Ю – VII) Геологические запасы нефти — 510 млн тонн, общие геологические запасы нефти — 1000 млн тонн. Проектная добыча нефти должна составить от 3 до 15 млн тонн в год. Технико-технологическая часть |