Нефтегазоносность мелового литолого-стратиграфического комплекса пород Южного Мангышлака » Ремонт Строительство Интерьер

Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Нефтегазоносность мелового литолого-стратиграфического комплекса пород Южного Мангышлака

26.05.2021

Терригенная толща мелового возраста развита на всей описываемой территории. Это в основном песчано-глинистые образования морского происхождения.

В разрезах месторождения Узень выделяется двенадцать продуктивных и возможно продуктивных горизонтов (М-I—M-XII). Первый горизонт относится к сеноманскому ярусу; в отложениях альбского возраста выделены горизонты от M-II до M-VIII; M-IX приурочен к аптским, a M-X к барремским образованиям; два последних горизонта M-XI и M-XII связаны с готерив-dаланжинской толщей. Основные запасы газа связаны с горизонтами M-V-M-XI. Мощность мелового литолого-стратиграфического комплекса колеблется от 800 до 1200 м.

Горизонт M-I представлен песками, полимиктовыми песчаниками и алевролитами с подчиненными глинистыми прослоями. Породы-коллекторы характеризуются следующими значениями физических параметров: пористость 28—40%, средневзвешенная пористость 36,1%, проницаемость 54—267 мд, средняя проницаемость 212 мд. Эффективная мощность 5,3—20,5 м. В скв. 11 из этого горизонта был получен фонтан газа дебитом 8,07 тыс. м3/сутки (диаметр шайбы 7,85 мм). Горизонт опробован еще в трех скважинах (скв. к-21, 4 и 3). В первых двух также получены фонтаны газа, в скв. 3 — вода. Газонефтяной контакт принят равным +12 м. Общая мощность горизонта M-I 18,5—25 м.

Горизонт M-II, представленный чередующимися прослоями мелкозернистого песчаника, глинистого песчаника, алевролита и глины, залегает на глубине 240—369 м в разрезе Уpельского месторождения. Физические параметры пород-коллекторов характеризуются следующими значениями: пористость 28,1—40,8%, средневзвешенная пористость 3,1%, проницаемость варьирует в значительных пределах —от 78 до 1260 мд, средняя проницаемость 516 мд. Эффективная мощность 18,5—44,8 м.

Из верхней газопасыщенной пачки горизонта M-II в скв. к-21 получен чистый газ дебитом 4,059 тыс. м3/сутки из интервала 241—248 м (диаметр шайбы 4,8 vv), приток воды с газом отмечен на глубине 256—260 м. В скв. 3 и 4 получена вода. Газоводяной контакт принят равным — 15 м. Общая мощность рассматриваемого горизонта 41—55 м.

Горизонт M-III представлен двумя пачками примерно одинаковой мощности — 10- 12 м, сложенными мелкозернистыми песчаниками, алевролитами и глинами; пачки разделены глинистым пластом. Глубина залегания M-III 340—478 м. Пористость гранулярных коллекторов 24,5—40%, средневзвешенная пористость 33%, проницаемость 270—556 мд, средняя проницаемость 421 мд. Эффективная мощность 3,7—24,5 м. Фонтан газа дебитом 31—32 тыс. м3/сутки получен в скв, к-21 (диаметр шайбы 4,8 мм). В скв. 2 получена вода. Газоводяной контакт отбит на глубине — 135 м. Общая мощность горизонта М-III 3,7—24,5 м.

Горизонт M-IV, залегающий на глубине 408—550 м, представлен чередованием песчаников, глинистых песчаников, алевролитов и глин. Коллекторские свойства пород этого в целом монолитного по электрокаротажу пласта характеризуются довольно близкими значениями пористости (от 27 до 39,7%), средневзвешенная пористость равна 30,7%; проницаемость варьирует в довольно значительных пределах — от 6,7 до 480 мд, среднее значение проницаемости по данным кернового материала равно 190 мд. В скв. к-31 получен фонтан газа дебитом 9,85 тыс. м3/сутки (диаметр шайбы 4,8 мм). Горизонт опробован еще в трех скважинах - скв. 3, 4, 107. В первых двух получен фонтан газа, в третьей — вода. Газоводяной контакт принят на отметке — 185 м. Общая мощность горизонта изменяется от 6 до 11,5 м.

Горизонт M-V в литологическом отношении представляет собой терригенную толщу, сложенную двумя песчано-алевролитовыми пластами, разделенными прослоем глины. Глубина залегания его 424—565 м. Физические параметры пород-коллекторов характеризуются следующими значениями: пористость 24,2—38,5%, средневзвешенная пористость 29,7 %, проницаемость изменяется от 37 до 759 мд. Средняя проницаемость, определенная по керну, равна 242 мд. Эффективная мощность варьирует от 11,5 до 30,8 м. Горизонт опробован в скв. 2 и к-21. В скв. тг-21 из горизонта получен фонтан газа дебитом 10,2 тыс. м3/сутки. Диаметр шайбы 4,8 мм. В скв. 4 получена вода. Газоводяной контакт принят на отметке — 207 м. В скв. 2 получена вода. Общая мощность отложений M-V 28—36 м.

Горизонт M-VI, возможно, газоносный, представлен чередующимися прослоями мелкозернистых песчаников, глинистых песчаников, алевролитов и глин. Глубина залегания горизонта 432—498 м. M-VI опробован только в скв. к-21, в интервале 482 —469 м получена вода. Общая мощность достигает 40 м.

Горизонт M-VII, содержащий самую значительную залежь в меловых отложениях месторождения Узень, представлен чередующимися пластами песчано-aлевролитовых и глинистых отложений. Глубина залегания 516—668 м.

Пористость гранулярных коллекторов 25—36,4%, средневзвешенная пористость 30,8%, проницаемость меняется в значительных пределах — от 45 до 980 мд, средняя проницаемость равна 382 мд. Эффективная мощность 19,9—39,4 м. Горизонт опробован в скв. к-21, 3, 4, 103, 107 и 108. В скв. 108 из M-VII был получен первый фонтан газа дебитом 16,33 тыс. м3/сутки (диаметр шайбы 4,8 мм). Фонтанирующий приток газа зафиксирован также в скв. к-21 (25,3 м3/сутки). На основании результатов опробования газоводяной контакт принят равным —320 м. Общая мощность горизонта 36—50 м.

Горизонт M-VIII, возможно, газоносный, представлен пятью песчано-алевролитовими пластами, разделенными глинистыми прослоями. Глубина залегания его 517—605 м. Общая мощность горизонта достигает 35 м.

Горизонт M-IX, нефтегазоносность которого доказана на месторождениях Узень и Дунга, представлен песками, песчаниками, алевролитами и глинами. Глубина залегания его на Узени 681—855 м, на Дунге 1632—1770 м. Ho электрокаротажу этот горизонт на Узени представлен в основном тремя пластами, а на Дунге четырьмя, отделенными друг от друга глинистыми прослоями. Коллекторские свойства пород на Узени характеризуются значениями пористости 24—36,5%, средневзвешенной пористости 31%; проницаемости 30—340 мд и средней проницаемости 200 мд. Эффективная мощность изменяется от 10 до 23,5 м. На месторождении Дунга коллекторские свойства пока не изучены. Приток нефти из пород аптского горизонта на этой площади был получен в 1968 г. Из интервалов глубин 1682—1692 и 1695—1709 м скв. 6 фонтанировала нефтью (12 м3/сутки) и газом (2 тыс. м3/сутки при диаметре штуцера 7 мм). Первый фонтан газа на месторождении Узень из этих отложений был получен в скв. к-21 дебитом 24,18 тыс. м3/cymкu (диаметр шайбы 4,8 мм). Кроме того, горизонт опробован в скв. 9, 10, 11 и 19. Фонтан газа получен также в скв. 10 (19,9 тыс. м3/сутки), а скв. И дала газ (8,9 тыс. м3/сутки) с водой, газонефтяной контакт имеет отметку — 476,5 м. Общая мощность горизонта на Дунге 64—74 м, на Узени 17—95 м.

Горизонт M-X, представленный на Узени пластами мелкозернистого песчаника и алевролита, разделенными глинистыми прослоями мощностью 15—25 м, залегает на глубине 757—914 м. На площади Дунга горизонт так же, как и на Узени, представлен тремя пластами аналогичного литологического состава, отделяющимися друг от друга глинистыми прослоями мощностью до 15 м. Глубина залегания пород — 1740—1770 м. Физические параметры пород-коллекторов Узени характеризуются следующими значениями: пористость 23—33,7%, проницаемость 43—874 мд, средняя пористость 27,1—29,7%, средняя проницаемость 400 мд. На месторождении Дунга горизонт опробован в скв. 6 (1741—1751 м), получен приток воды с нефтью (15 м3/сутки) при 7-мм штуцере. На Узени этот горизонт опробован в трех скважинах. В первой из них получен фонтан газа дебитом 20,8 тыс. м3/сутки (диаметр шайбы 4,8 мм), а в другом интервале 19,4 тыс. м3/сутки (диаметр штуцера 5 мм). Фонтан газа получен также в скв. 103 (22,82 тыс. м3/сутки, диаметр штуцера 4,8 мм). Газоводяной контакт по верхнему пласту принят на отметке —530 м, а по нижнему на отметке — 572 м. Общая мощность горизонта на месторождении Узень 63—95 м, а на площади Дунга 70 м.

Горизонт M-XI, представленный чередованием песчаников и алевролитов на обоих месторождениях, на электрокаротажных диаграммах выражен двумя-тремя пластами на Узени и двумя на Дунге. Глубины их залегания соответственно равны 870—1046 и 1865—1952 м. Коллекторские свойства гранулярных коллекторов следующие: пористость на месторождении Узень 19,1—36%, средневзвешенная пористость 26,5%; проницаемость 21—920 мд, средняя проницаемость 300 мд. Эффективная мощность 4—15,8 м. Горизонт опробован только на месторождении Узень в скв. 1, 2, 102, 103 и 106. В трех скважинах получен фонтан газа (скв. 102 — 25 тыс. м3/сутки, скв. 1 — 25,8 тыс. м3/сутки, скв. 103 — 20,08 тыс. м3/сутки), остальные дали воду. Газонефтяной контакт отбивается на абсолютной отметке — 656 м. Общая мощность горизонта на месторождении Узень 19,5—31 м, на площади Дунга до 25 м.

Горизонт M-XII, возможно, газоносный, на Узени представленный песчано-алевролитовой толщей и пластом известняка, залегает на глубине 901—941 м. В кровле горизонта выделяется монолитный пласт известняка, возможно содержащий газ. Общая мощность горизонта достигает 40 м. Все продуктивные горизонты перекрываются и подстилаются хорошо выраженными и четко прослеживающимися глинистыми пластами. Средневзвешенная пористость пород-коллекторов 26,5—36,1 %, средняя проницаемость 180—500 мд. Общая мощность продуктивных горизонтов варьирует в пределах 3,7—55 м, а эффективная мощность 3,7—44,8 м (значения средневзвешенной пористости и эффективные мощности на Узени приводятся но данным Института геологии и геофизики и объединения Казахстаннефть).

Газы Узеньского месторождения относятся к типу метановых при некотором увеличении этана с глубиной. Продуктивные горизонты M-I и M-XI содержат преимущественно «сухой» — метановый газ с примесью азота, углекислого газа. При концентрации метана от 84—87% до 97,5% тяжелые углеводороды составляют не более 5,1 %. Углекислый газ и азот присутствуют в количествах соответственно до 1,92% и до 12,7%. Плотность газов не высока и варьирует в пределах 0,5620—0,6230.

Нефть Дунгинского месторождения почти не отличается от юрских нефтей Мангышлака и наиболее близка по составу к Курганбайской. Тюбеджикская меловая нефть (по данным ВНИГРИ) резко отличается от остальных нефтей Мангышлака не только физико-химическими свойствами, но и групповым составом. Она характеризуется преобладанием нафтеновых углеводородов (до 70%) во фракциях, выкипающих до 300° С.

Пластовые давления меняются от 10 кГ/см2 в M-I до 80 кГ/см2 в M-XII. Пластовые давления в газовых горизонтах мела меньше гидростатических на 5—10 кГ/cм2. Замеренные значения температур колеблются от 20° С (191 м) в M-I до 63° С (900 м) в горизонте M-XI.

Количество связанной нефти в рассматриваемых горизонтах изменяется от 0,4 до 20%, средние величины газонасыщенности — от 0,49 до 0,69 (по данным Института геологии и геофизики).

Имя:*
E-Mail:
Комментарий: