Онлайн переводчик http://translate.meta.ua
поменять
По-украински

6. Газоносність родовища

В межах Каркінітсько-Північно-Кримського прогину промислово газоносними є відклади майкопу, палеоцену, верхньої і нижньої крейди.

У відкладах майкопу виявлені Джанкойське і Ярилгачське родовища, перше з котрих знаходиться в експлуатації.

Газоносність вапняків палеоцену встановлена на Глібовському, Задорненському, Оленівському, Чорноморському родовищах. До них приурочені також газоконденсатні родовища в північно-західній частині акваторії Чорного моря (Голіцинське, Південно-Голіцинське, Одеське, Штормове, Архангельське).

З відкладами верхньої крейди пов'язані невеликі поклади нафти на Серебрянському і Октябрському родовищах. Крім того, прямі ознаки нафтогазоносності отримані в свердловинах Северна 1, Карлавських, Міжводненських, Родніковських.

В теригенних і вулкано-кластичних породах нижньої крейди виявлені невелике нафтове Октябрське родовище, Західно-Октябрське і Тетянівське газоконденсатні родовища.

На Тетянівському газоконденсатному родовищі продуктивні теригенні відклади неоком-апту (поклад а-5) і верхнього альбу (поклад а-2).

Поклад пачки а-5 причетний до пластів пісковиків, що залягають у покрівлі неоком-апта. Пастка структурно-тектонічного типу, будова покладу показана на додатках 4, 5, 6, 7, 8, 9, 18, 19.

Продуктивна пачка а-5 розкрита на глибинах 4423-4547 м (а.в. від -4366 до -4499 м). Вона добре корелюється по площі і розрізу (дод. 10, 11, 12, 13, 14). Товщина пачки збільшується у північно-західному напрямку, в цьому ж напрямку відбувається і збільшення сумарних ефективних товщин колектора від 6,6-7,8 м (св. 4Тт, 1Ст) до 18,0 м (св.6Тт)

В південно-східному блоці продуктивна пачка а-5 випробувана в свердловинах 3, 7, 8. Промисловий приплив газоконденсатної суміші дебітом до 102,1 тис. м3/добу (штуцер 12 мм) отримано в св. 3 і 8 (таблиця 4.3.2.). При роботі свердловин через сепаратор припливи газу і конденсату склали: в св. 3 – 53,8 тис. м3/добу і 60,0 м3/добу (інтервал перфорації 4431-4438 м; 4447-4455 м, штуцер 6 мм), в св. 8 – 67,5 тис. м3/добу і 43 м3/добу (інтервал перфорації 4444-4449 м, 4455-4465 м. штуцер 12,2 мм). В св.3 під час дослідження на всіх режимах виносилась вода дебітом 2-2,2 м3/добу, мінералізацією 5 г/л.

На думку спеціалістів відділу випробування УкрДГРІ, надходження води викликано добавкою сульфанолу у розчин під час перфорації ІІ об'єкта (4431-4438 м), внаслідок чого свердловина при багаточисельнім зниженні рівня поглинула велику кількість води і після кожної продувки інтенсивно її віддавала. В св.8, що розкрила ці пласти на більш низьких відмітках, припливів води не спостерігалось.

В св.7 припливу пластового флюїду, з газонасиченої по ГДС частини пласта, отримано не було. При випробуванні інтервалу 4455-4466 м отримано приплив води мінералізацією 6,394 г/л. Дебіт води по відновлюванню рівня від 1478 до 1059 м складав 2,5 м3/добу, газовміст 1910 см3/800 см3.

При випробуванні інтервалу 4455-4466, 4466-4470 м (достріл з щільністю 14 отв. на 1 п.м.) приплив води практично не змінився – дебіт 2,2 м3/добу. Вода з домішками фільтрату. В обох випадках рівень динамічний. Газонасиченість води підвищилась – 5155 см3 на 1000 см3. Результати випробування показали, що інтервал 4466-4470 м при випробуванні припливу пластового флюїду не давав. З 10 м ефективної товщини (за даними ГДС) простріляно 1,0 м.

Також проблематично отримання припливу з інтервалу 4455-4466 м, що залягає над продуктивними пластами (покрівля пласта 4467,8 м) і не маючого колектора ні за даними ГДС, ні по керну (пористість зразків 0,94-2,25%, проникність 0,04-0,16х10-3мкм2).

Низька якість ізоляційних робіт (по даним АКЦ зчеплення цементу за колоною відсутнє) дозволяє припустити підток пластової води з горизонтів, що розташовані за межами пачки; по ГДС водоносні пласті виділені на глибинах 4512-4556 м. Враховуючи, що геофізична характеристика пластів ідентична з продуктивними пластами св.3 і 8 Тетянівських, що дали промислові припливи газу і конденсату, явне неякісне випробування об'єкта і місце розташування св.7 на структурі, пласти-колектори рахуємо безсумнівно газонасиченими.

По результатам інтерпретації матеріалів ГДС водонасичені пласти виділені в св.6Тт. При випробуванні випробувачем пластів у відкритому стовбурі отримано приплив фільтрату бурового розчину дебітом 10,4 м3/добу при самовиливі (інтервал випробування 4546-4504 м).

Газоводяний контакт по результатам випробування і даним ГДС не встановлено і прийнятий умовно по підошві нижнього газонасиченого пласта в св.7 на відмітці мінус 4424 м. Положення ГВК, що визначено у відділі розкриття і дослідження пластових систем УкрНДГРІ по епюрам початкових пластових тисків, знаходиться на абсолютній відмітці -4430 м. Для перевірки положення ГВК було використано додатково аналітичний метод (по формулі Савченко). Для св.3 він визначений на відмітці -4429,5 м, для св.8 – на відмітці – 4430,2 м (дод. І, том ІІІ).

Це не суперечить прийнятому на відмітці -4424 м положенню газоводяного контакту (нижня границя встановленої продуктивності НГВП).

Таким чином, площа продуктивності південно-східного блоку у відкладах неокому-апту обмежена розривними порушеннями на заході і півночі і нижньою границею встановленої продуктивності, що прийнята на відмітці мінус 4424 м.

Поклад пластовий, склепінний, тектонічно екранований. Відомості про поклад дані в таблиці 10.2.10.1.

Поклад пачки а-2 приурочений до неоднорідно піскуватих по площі спонгіолітам, що залягають в низах верхнього альбу. Пастка літологічна, ускладнена тектонічним порушенням, будова її показана у додатках 5, 7, 8, 9, 11, 15,20.

Продуктивна пачка а-2 розкрита тільки двома свердловинами: 1Ст і 3Ст, глибини залягання її від 3869,0 до 4000 м (а. в. від -3804,8 м до -4022,7 м). Через різку літологічну мінливість кореляція її по площі ускладнена, також по розрізу ускладнена попластова кореляція всередині пачки. Аналоги пачки а-2 простежуються по всій площі, однак піскуватість спонгіолітів, основній складовій порід, що представляють пачку, проходить вкрай нерівномірно.

По сейсмічним даним аномальна зміна відбиттів простежується у вигляді "шнурка" субмеридіального простягання, що пов'язується інтерпретаторами зі зміною властивостей порід через особливі умови осадконагромадження. Пісковики в межах цього "шнурка" розповсюджуються ще більш примхливо, і зустрінуті в двох самих східних свердловинах . Сумарна товщина їх в св. 1Ст – 28,8 м, в 3Ст – 4,4 м.

При випробуванні ВП в процесі буріння відкладів верхнього альбу в св.1Степна в інтервалі 3870-3918м отримано приплив газоконденсатної суміші з розрахунковим дебітом 18,7 тис. м3/добу.

При випробуванні в колоні пісковиків верхнього альбу отримано приплив газу дебітом 49,7 тис. м3/добу і конденсату 61,1 м3/добу (інтервал перфорації 3872,6-3869,0 м, діаметр штуцера 9 мм). Пластові тиски склали при цьому 41,5 МПа. Геофізичними методами (НГК і термометрія) встановлено, що працює набагато більший інтервал, ніж був простріляний спочатку. Після дострілу інтервалів 3872-3903, 3; 3919-3929; 3958-3867 м, заміни розчину на воду і

По-русски

6. Газоносность месторождения

В пределах Каркінітсько-Північно-Кримського прогиба промышленно газоносными являются отложения майкопу, палеоцена, верхнего и нижнего мела.

В отложениях майкопу выявлены Джанкойское и Ярилгачське месторождения, первое из которых находится в эксплуатации.

Газоносность известняков палеоцена установлена на Глібовському, Задорненському, Оленівському, Черноморскому месторождениях. К ним приурочены также газоконденсатные месторождения в северо-западной части акватории Черного моря(Голіцинське, Південно-Голіцинське, Одесское, Штормовое, Архангельское).

С отложениями верхнего мела связаны небольшие залежи нефти на Серебрянському и Октябрському месторождениях. Кроме того, прямые признаки нафтогазоносності получены в скважинах Северна 1, Карлавських, Міжводненських, Родніковських.

В терригенных и вулкано-кластичних породах нижнего мела выявлены небольшое нефтяное Октябрське месторождение, Західно-Октябрське и Тетянівське газоконденсатные месторождения.

На Тетянівському газоконденсатном месторождении производительные терригенные отложения неоком-апту(залежь а- 5) и верхнего альбу(залежь а- 2).

Залежь пачки а- 5 причастный к пластам песчаников, которые залегают в кровле неоком-апта. Ловушка структурно-тектонического типа, строение залежи показана на дополнениях 4, 5, 6, 7, 8, 9, 18, 19.

Производительная пачка а- 5 раскрыта на глубинах 4423-4547 м(а.в. от - 4366 к - 4499 м). Она хорошо коррелирует по площади и разрезу(дод. 10, 11, 12, 13, 14). Толщина пачки увеличивается в северо-западном направлении, в этом же направлении происходит и увеличение суммарных эффективных товщин коллектора от 6,6-7,8 м(св. 4Тт, 1Ст) до 18,0 м(св.6Тт)

В юго-восточном блоке производительная пачка а- 5 испытана в скважинах 3, 7, 8. Промышленный прилив газоконденсатной смеси дебитом до 102,1 тыс. м3/сутки(штуцер 12 мм) получены в св. 3 и 8(таблица 4.3.2.). При работе скважин через сепаратор приливы газа и конденсата сложили: в св. 3 - 53,8 тыс. м3/сутки и 60,0 м3/сутки(интервал перфорации 4431-4438 м; 4447-4455 м, штуцер 6 мм), в св. 8 - 67,5 тыс. м3/сутки и 43 м3/сутки(интервал перфорации 4444-4449 м, 4455-4465 м. штуцер 12,2 мм). В св.3 во время исследования на всех режимах выносилась вода дебитом 2-2,2 м3/сутки, минерализацией 5 г/л.

По мнению специалистов отдела испытания УкрДГРІ, поступления воды вызвано добавкой сульфанола в раствор во время перфорации ІІ объекта(4431-4438 м), в результате чего скважина при многочисленном снижении уровня поглотила большое количество воды и после каждого продува интенсивно ее отдавала. В св.8, что раскрыла эти пласты на низших отметках, приливов воды не наблюдалось.

В св.7 приплыву пластового флюиду, из газонасыщенной по ГДС части пласта, получено не было. При испытании интервала 4455-4466 м получено прилив воды минерализацией 6,394 г/л. Дебит воды по возобновлению уровня от 1478 до 1059 м составлял 2,5 м3/сутки, газосодержимое 1910 см3/800 см3.

При испытании интервала 4455-4466, 4466-4470 м(достріл с плотностью 14 отв. на 1 п.м.) приплыл воды практически не изменился - дебит 2,2 м3/сутки. Вода с примесями фильтрата. В обоих случаях уровень динамический. Газонасыщенность воды повысилась - 5155 см3 на 1000 см3. Результаты испытания показали, что интервал 4466-4470 м при испытании прилива пластового флюиду не давал. Из 10 м эффективной толщины(по данным ГДС) прострелен 1,0 м.

Также проблематично получение прилива из интервала 4455-4466 м, что залегает над производительными пластами(кровля пласта 4467,8 м) и не маючого коллектора ни по данным ГДС, ни по керну(пористость образцов 0,94-2,25проникність 0,04-0,16х10-3мкм2).

Низкое качество изоляционных работ (по данным АКЦ сцепления цемента за колонной отсутствуют) позволяет допустить підток пластовой воды из горизонтов, которые расположены за пределами пачки; по ГДС водоносные пласте выделены на глубинах 4512-4556 м. Учитывая, что геофизическая характеристика пластов идентична с производительными пластами св.3 и 8 Тетянівських, что дали промышленные приливы газу и конденсату, явное некачественное испытание объекта и место расположения св.7 на структуре, пласты-коллекторы считаем несомненно газонасыщенными.

По результатам интерпретации материалов ГДС водонасыщенные пласты выделены в св.6Тт. При испытании испытателем пластов в открытом стволе получен прилив фильтрата бурового раствора дебитом 10,4 м3/сутки при самовиливі(интервал испытания 4546-4504 м).

Газоводяной контакт по результатам испытания и данным ГДС не установлено и принят условно по подошве нижнего газонасыщенного пласта в св.7 на отметке минус 4424 м. Положение ГВК, что определенно в отделе раскрытия и исследования пластовых систем УкрНДГРІ по эпюрам начальных пластовых давлений, находится на абсолютной отметке - 4430 м. Для проверки положения ГВК было использовано дополнительно аналитический метод(по формуле Савченко). Для св.3 он определен на отметке - 4429,5 м, для св.8 - на отметке - 4430,2 м(дод. И, том ІІІ).

Это не противоречит принятому на отметке - 4424 м положению газоводяного контакта(нижняя граница установленной производительности НГВП).

Таким образом, площадь производительности юго-восточного блока в отложениях неокому-апту ограничена разрывными нарушениями на западе и северу и нижней границей установленной производительности, которая принята на отметке минус 4424 м.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Сведения о залежи даны в таблице 10.2.10.1.

Залежь пачки а- 2 приурочен к неоднородный песчанистым по площади спонгиолиту, который залегает в низах верхнего альбу. Ловушка литологическая, усложненная тектоническим нарушением, строение ее показано в дополнениях 5, 7, 8, 9, 11, 15,20.

Производительная пачка а- 2 раскрыта только двумя скважинами: 1Ст и 3Ст, глубины залегания ее от 3869,0 до 4000 м(а. в. от - 3804,8 м к - 4022,7 м). Через резкую литологическую переменчивость корреляция ее по площади усложнена, также по разрезу усложнена попластова корреляция внутри пачки. Аналоги пачки а- 2 прослеживаются по всей площади, однако песчанистость спонгиолита, основной составляющей пород, которые представляют пачку, проходит крайне неравномерно.

По сейсмическим данным аномальное изменение відбиттів прослеживается в виде "шнурка" субмеридіального протягивания, которое связывается интерпретаторами с изменением свойств пород через особенные условия осадконагромадження. Песчаники в пределах этого "шнурка" распространяются еще более капризно, и встречены в двух самих восточных скважинах . Суммарная толщина их в св. 1Ст - 28,8 м, в 3Ст - 4,4 м.

При испытании ВП в процессе бурения отложений верхнего альбу в св.1Степна в интервале 3870-3918м получен прилив газоконденсатной смеси с расчетным дебитом 18,7 тыс. м3/сутки.

При испытании в колонне песчаников верхнего альбу получен прилив газа дебитом 49,7 тыс. м3/сутки и конденсату 61,1 м3/сутки(интервал перфорации 3872,6-3869,0 м, диаметр штуцера 9 мм). Пластовые давления сложили при этом 41,5 МПа. Геофизическими методами(НГК и термометрия) установлено, что работает намного больший интервал, чем был прострелен сначала. Потом дострілу интервалов 3872-3903, 3; 3919-3929; 3958-3867 м, замены раствора на воду и