Нефтегазоносность и перспективы Бейсугского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра региональной и морской геологии

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И ПЕРСПЕКТИВЫ БЕЙСУГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Работу выполнил В.Н. Майоров

Факультет геологический, группа 47

Направление подготовки05.03.01Геология

Научный руководитель,

к.г-м.н, доцент,

кафедры РиМГ М.А. Григорьев

Нормоконтролер, доцент, канд. географических наук О. Л. Донцова

Краснодар 2015



Реферат

МАЙОРОВ В.Н. (выпускная квалификационная работа бакалавра) Нефтегазоносность и перспективы Бейсугского месторождения, 50 стр. текста, 4 рис., 1 табл., 8 источников, 4 приложения.

Бейсугское газовое месторождение, газоносность, геофизические исследования, тектоника, многопластовое месторождение.

Объектом исследования являются газовые залежи Бейсугского месторождения.

Были использованы такие методы исследования, как аналитический, лабораторные исследования, гидродинамические исследования.

Квалификационная работа бакалавра включает в себя введение, основную часть, состоящую из 4-х глав, заключение, список используемых источников.

В дипломной работе приведены общие сведения о районе работ, краткая геолого-физическая характеристика месторождения, газоносность месторождения и рассмотрены перспективы газоносности.



Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

1.1 Географическое и административное положение месторождения

1.2 Природно-климатические условия района и месторождения

1.3 История открытия и разведки месторождения

2. Геологическое строение района месторождения

2.1 Стратиграфия

2.2 Сведения о продуктивных пластах

2.3 Тектоника

2.4 Физико-химическая характеристика газа

2.5 Гидрогеология

3. Газоносность месторождения

4. Перспективы Бейсугского месторождения

Заключение

Список использованных источников

месторождение пласт тектоника стратиграфия



Введение

Бейсугское газовое месторождение открыто в 1961 году в результате поисково-разведочного бурения, проведенного трестом «Краснодарнефтегазразведка» объединения «Краснодарнефтегаз». Первооткрывательницей месторождения является скважина № 2, в которой получены промышленные притоки газа из отложений майкопской серии и тихорецкой свиты.

На 01.01.2008 г. на Бейсугском месторождении пробурено 65 скважин, из которых 18 числятся в действующем фонде. В настоящее время добычу газа осуществляют из II пачки караганского горизонта, из II2, III, III1 пачек майкопской серии и I пачки черкесской свиты западного купола. В ожидании ОПЭ находятся залежи нижнего мела и I пачки черкесской свиты восточного купола.

В 2005 - 2007 г.г. проведены детализационые сейсмические исследования, позволившие уточнить геологическое строение залежей, что явилось основанием для подсчета запасов углеводородов по всему месторождению.

Цель работы - оценка перспектив нефтегазоносности Бейсугского месторождения.

Задачи:

-анализ состояния и достоверности геолого-геофизического материала с целью получения информации о нефтегазоносности изучаемой территории;

-изучение геологического строения;

-уточнение перспективных в нефтегазоносном отношении зон, участков и объектов.

Актуальность выбора данной темы дипломной работы обусловлена тем, что проблема воспроизводства запасов газа в Краснодарском крае стоит достаточно остро, поскольку за счет собственных ресурсов удовлетворяется всего 12,3 % потребностей в природном газе.

Бейсугское месторождение, приуроченное к западному окончанию Каневско-Березанского вала, является одним из немногих газовых месторождений, на которых в настоящий момент продолжается добыча газа. Несмотря на то, что месторождение открыто в середине прошлого века, его геологическое строение изучено недостаточно в следствие сложных поверхностных условий.

Большая часть месторождения расположена под акваторией Бейсугского лимана, поэтому большая часть скважин (около 90%) расположена на территории Ясенской косы.

Это предопределяет крайне неравномерную изученность месторождения, что позволяет достаточно высоко оценивать перспективы его газоносности, которые могут быть связаны с открытием небольших новых залежей газа, а также уточнить контуры открытых ранее. Это и обусловливает актуальность выбранной темы.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ



1. Общие сведения о месторождении

1.1 Географическое и административное положение месторождения

Бейсугское газовое месторождение административно расположено на территории Приморско-Ахтарского района Краснодарского края, в 9 км к северо-востоку от г. Приморско-Ахтарска, который связан с г. Краснодаром железнодорожной веткой и асфальтированной автодорогой. Ближайшие населенные пункты - ст. Бородинская и Морозовка (рис. 1). В 30 км восточнее Бейсугского месторождения расположено Каневское газоконденсатное месторождение, к которому проложено ответвление магистрального газопровода и ветвь конденсатопровода.

Рисунок 1 - обзорная карта расположения месторождения, по Ильченко, 1992 год

1.2 Природно-климатические условия района и месторождения

Основная часть Бейсугского месторождения расположена под акваторией Бейсугского лимана, ширина которого в средней части достигает 8 - 8,5 км, длина - 30 - 35 км, глубина до 2 м. Годовой и месячный уровень воды в лимане повторяет ход уровня в Азовском море, т.к. лиман в северной части соединен с морем проливом. Максимальный подъем уровня воды достигает 3,5 м. Среднее число дней со льдом составляет 50, из них 44 дня - со сплошным льдом. На юго-западе лиман отделен от Азовского моря полуостровом, сужающимся в северном направлении и переходящим в Ясенскую косу, омываемую с запада Азовским морем, а с востока - Бейсугским лиманом. Ясенская коса и южная часть месторождения покрыты сетью мелких соленых озер.

Абсолютные отметки рельефа дневной поверхности не превышают 5 - 7 м. Климат района умеренно континентальный. Средняя годовая температура воздуха от + 8,5 до +11,9 0С. Продолжительность зимы с декабря по март включительно.

В зимний период преобладают восточные и северо-восточные ветры. Средняя годовая скорость ветра 4 - 5 м/с. Максимальные скорости ветра, достигающие до 28 м/с, наблюдаются при северо-восточных и восточных ветрах.

Основной отраслью хозяйства Приморско-Ахтарского района является рыбная промышленность. Здесь имеется судоверфь, кирпичный и рыбоперерабатывающий заводы, небольшие предприятия местной промышленности.

1.3 История открытия и разведки месторождения

Бейсугское газовое месторождение открыто в 1961 году в результате поисково-разведочного бурения, проведенного трестом «Краснодарнефтегазразведка» объединения «Краснодарнефтегаз», а затем Краснодарским управлением буровых работ объединения «Кубаньгазпром».

Открытию предшествовали региональные сейсморазведочные работы в пределах Каневско-Березанского вала и Тимашевской ступени. Сейсмические исследования МОВ проводились в период с 1957 по 1960 гг. В результате проведенных исследований был изучен весь комплекс пород, слагающих регион, и выявлен ряд структур.

Бурение первых скважин в пределах Бейсугской структуры осуществлялось в период с 1961 по 1962 гг. В это время на площади было пробурено семь поисковых скважин (№№ 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7), расположенных в западной сухопутной части. Скважинами были вскрыты юрские и триасовые отложения. В скважине № 2 из отложений триаса-юры получен приток пластовой воды, а из среднего майкопа и тихорецкой свиты - промышленные притоки газа [2].

В 1964 г. проведены сейсморазведочные работы в северо-западной и центральной частях Тимашевской ступени. В результате проведенных работ изучен структурный план меловых отложений.

В период 1969 - 1972 гг. сейсмические партии 1/69-1/72 провели исследования методом отраженных волн (в том числе методом общей глубинной точки и КМПВ), в северо-западной и западной частях Тимашевской ступени (районы города Приморско-Ахтарска, станиц Степная, Ольгинская, Ачуево, Гривенская). В результате было изучено геологическое строение осадочной толщи отложений до нижнего мела включительно.

В эти же годы на Бейсугском месторождении продолжается разведка майкопской залежи скважинами № 8 и № 9, в которых получены промышленные запасы газа [2].

В 1970 г. СКФ ВНИИгаза составляет технологическую схему опытно-помышленной эксплуатации Бейсугского месторождения, на основании которой в 1971 г. майкопская газовая залежь вводится в опытно-промыш-ленную эксплуатацию разведочной скважиной № 2 и эксплуатационными №№ 8 и 9. Опытно-промышленная эксплуатация осуществлялась в период с 1971 по 1978 годы [2].

В 1969 - 1972 гг. проведены исследования методом ОГТ в южной (район ст. Медведовская), центральной (район ст. Брюховецкая) и северной (район станиц Каневской и Челбасской) частях Тимашевской ступени. В результате выполненных исследований уточнено строение изученных площадей и получены дополнительные сведения о структурном плане и характере изменения мощности верхнеюрских, меловых и палеогеновых отложений [4].

В 1973 году к югу от Бейсугского лимана на Приморско-Ахтарской площади партия 1/73 провела сейсмические исследования. Работами было изучено геологическое строение площади от неогена до мела включительно, была выделена флексура, связанная с разломом в фундаменте. С этого же года на Бейсугском месторождении возобновляется поисковое бурение с целью выявления промышленных газовых залежей во вскрытом разрезе, их оконтуривания и подготовки к разработке с предварительной оценкой запасов. Основными задачами этого этапа являлись оконтуривание майкопской залежи, поиски газа в отложениях палеогена и нижнего мела, а также изучение триасовых отложений.

В 1973 - 1974 гг. продолжается поисковое бурение с целью выявления промышленных газовых залежей, их оконтуривания и подготовки к разработке с предварительной оценкой запасов.

В 1975 году поисковое бурение проводится непосредственно в акватории Бейсугского лимана. Скважинами устанавливается газоносность эоценовых и нижнемеловых отложений, а также подтверждается наличие восточной залежи в отложениях черкесской свиты.

С 1975 г. месторождение вводится в разработку [4].



2. Геологическое строение района и месторождения

2.1 Стратиграфия

Стратиграфическое расчленение геологического разреза Бейсугского месторождения проведено по данным исследования керна и геофизических материалов глубоких скважин, пробуренных на самом месторождении, а также на сопредельных территориях (площади Западно-Бейсугская, Каневская, Приморско-Ахтарская, Бриньковская) (рисунок 2).

Мезойская эра МZ

Триасовая система Т

В разрезе Бейсугского месторождения триасовые отложения представлены сланцами, известняками и аргиллитами. Глинистые сланцы темно-серые, местами графитизированные и пиритизированные.

Метаморфизованные известняки алевритистые, серые, с прослоями белого кристаллического кальцита, с включением зерен кварца, углистых остатков и пирита. Породы трещиноватые. Трещины выполнены перекристаллизованным кальцитом и залегают под углами от 25о до 90о. Из триасовых отложений подняты вулканогенные породы - спилиты и вариолиты, измененные базальты, кварц-порфиры и порфириты (скважины №№ 1, 5, 11, 205). Отложения карнийского яруса фаунистически установлены в скв. № 1 по находкам пелеципод и фораминифер. Фораминиферы среднего-верхнего триаса найдены в скважине № 11. Вскрытая толщина триасовых образований на Бейсугском месторождении более 313,0 м (скважина № 11). Перекрыты верхнетриасовые отложения несогласно нижне-среднеюрскими, местами - верхнеюрскими и меловыми образованиями [8].

Юрская система J

Юрские отложения на Бейсугском месторождении представлены тремя отделами.

Нижний - средний отделы J1-2

Нижнеюрские образования вскрыты скважиной № 1. Отложения представлены аргиллитами и глинами темно-серыми, неизвесковистыми с фауной фораминифер плинсбаха. Встречены также кварцитовидные и метаморфизированные песчаники, местами переходящие в кварцит.

Среднеюрские отложения сложены глинами и аргиллитами темно-серыми, известковистыми, с конкрециями сидеритов, с фауной остракод и фораминифер тоара-аалена (скважины №№ 11, 205). Вскрытая толщина нижне-среднеюрских образований варьирует от 50,0 до 150,0 м.

Верхний отдел J3

Отложения верхней юры обрамляют Бейсугское поднятие и вскрыты только в краевых частях месторождения. На севере верхнеюрские образования представлены континентальными красноцветными осадками, сложенными глинами и конгломератами без фауны (скважина № 6). Осадки формировались за счет разрушения и выветривания гранитов, а также метаморфизованных пород. Толщина верхнеюрских отложений здесь составляет 349,0 м (скважина № 6).

На юге месторождения распространены морские отложения верхней юры толщиной до 50,0 м (скважина № 5).

Вскрытая общая толщина юрских отложений на Бейсугском месторождении более 350,0 м.

В результате продолжительного регионального стратиграфического перерыва верхнеюрские образования несогласно перекрываются нижнемеловыми осадками [8].

Меловая система К

Нижний отдел К1

Нижний мел на месторождении представлен только верхним ярусом. Альбские отложения залегают несогласно на юрских и триасовых отложениях. Отсутствуют альбские осадки в районе скважин №№№ 1, 20, 13 и в районе скважин №№ 7, 17, 18.

Альбский ярус К1 al

Бурханская свита

Альбские породы сложены глинами с песчано-алевритовыми прослоями. Глины черные, плотные, обычно известковистые в верхней части и неизвестковистые в нижней, с линзовидными пропластками серых мелкозернистых песчаников. Песчаники и алевролиты кварцево-глауконитовые, неизвестковистые. Фаунистически возраст подтвержден комплексами фораминифер альба (скважины №№ 2, 3, 15). Толщины коллекторов бурханской свиты по площади изменяются от 1,5 м (скважина № 202) до 14,0 м (скважина № 11).

Вскрытые толщины нижнего мела по полощади изменяются от 13 до 150м. Альбские образования согласно перекрыты породами верхнего мела. На отдельных участках отложения перекрываются несогласно породами палеогена.

Верхний отдел К2

Верхнемеловые отложения на Бейсугском месторождении распространены неравномерно. Отмечено отсутствие верхнего мела в разрезе скважин №№ 1, 3, 11, 13, 20. Верхнемеловые отложения вскрыты по краевым частям Бейсугского поднятия, где они согласно залегают на альбских и несогласно на верхнеюрских и триасовых отложениях.

Верхнемеловые породы представлены карбонатными глинами, мергелями и известняками джинальской и джегутинской свит, мергельно-глинистыми осадками верхнего сантон-кампана и верхнего маастрихта-дания. По стратиграфическому кодексу 1992 г. даний относится к низам палеогена, но в разрезах Западного Предкавказья, он является единым фациальным комплексом осадконакопления вместе с верхним маастрихтом.

В разрезе многих скважин верхняя часть верхнемеловых образований выпадает. Чаще всего сохранены остатки нижней части разреза джинальской свиты или мергели джегутинской свиты. Верхняя граница проводится по резкой смене карбонатных пород на терригенные породы, а местами по наличию конгломератов в подошве перекрывающего палеогенового комплекса.

Сеноман-нижний турон К2 s-t

Джинальская свита

Отложения джинальской свиты представлены чередованием прослоев карбонатных глин, известняков и мергелей, с фауной моллюсков и фораминифер сеноман-турона (скважины №№ 4, 12, 25). Породы джинальской свиты местами согласно залегают на отложениях альба, местами - несогласно на образованиях верхней юры и триаса. Перекрывают отложения джинальской свиты обычно известняки джегутинской свиты, реже вышележащие осадки палеогена. Толщины джинальской свиты на Бейсугском месторождении изменяются от 10,0 м (скважина № 2) до 67,0 м (скважина № 4).

Верхний турон-коньяк-нижний сантон К2 t-k-st

Джегутинская свита

Джегутинская свита представлена толщей белых известняков, плотных с крупными обломками иноцерам (скважина № 5), с комплексами моллюсков и фораминифер турона, коньяка и сантона (скважины №№ 4, 5, 12, 15, 25, 201). Толщины джегутинской свиты по площади резко изменяются от 9,0 м (скважина № 10) до 58,0 м (скважина № 5). Перекрываются осадки джегутинской свиты разновозрастными глинисто-мергельными образованиями: верхним сантон-кампаном, верхним маастрихтом-данием, черкесской свитой эоцена.

Верхний сантон-кампан К2 st-km

Отложения верхнего сантон-кампана выделены только в разрезах двух скважин на краевых участках площади: западном (скважина № 2) и восточном (скважина № 50). Представлены породы глинами серыми, известковистыми, с небольшими пропластками мергелей и фауной фораминифер (скважина № 2). Залегают отложения с размывом на отложениях джегутинской свиты, а перекрываются несогласно осадками верхнего маастрихта-дания или песчаниками черкесской свиты. Толщины образований верхнего сантон-кампана незначительные: от 7,0 м (скважина № 2) до 24,0 м (скважина № 50).

Маастрихт-даний К2 m-d

Разрез верхнего маастрихта-дания включает чередование прослоев мергелей и глинистых известняков, распространенных ограниченно по краевым частям Бейсугского месторождения (скважины №№ 6, 18, 202). Залегают породы несогласно на размытой кровле джегутинской свиты. Фауна в отложениях маастрихта-дания не найдена. Толщины осадков верхов маастрихт-дания составляют от 9,0 м (скважина № 6) до 28,0 м (скважина № 18). Общие толщины верхнемеловых отложений Бейсугского месторождения изменяются от 29,0 м (скважина № 22) до 138,0 м (скважина № 202), увеличиваясь в юго-восточном направлении [8].

Кайнозойская эра KZ

Палеогеновая система Р

Палеоценовый отдел Р1

Верхний палеоцен Р13

Танетский ярус (инкерманский-качинский)

Ейская свита

Отложения ейской свиты выделяются по краевым участкам Бейсугского месторождения в разрезах скважин №№ 6, 12, 43, 50 и др.

Отложения залегают без признаков несогласия на осадках верхнего маастрихта-дания. Сложена ейская свита в нижней части алевролитами, известковистыми, местами глинистыми, неслоистыми, плотными, с фауной фораминифер (скважина № 35). В верхней части залегают карбонатные глины с прослоями мергелей и известняков, с многочисленными мелкими обломками раковин моллюсков. Вскрытая толщина ейской свиты по площади изменяется от 25 до 60,0 м (скважина № 6).

Эоценовый отдел Р2

Черкесская свита Р2 cr

Осадки черкесской свиты (нижний-средний эоцен) залегают несогласно на разновозрастные отложения (от триаса до палеоцена). Подстилающие отложения в центральной части площади (район скважин №№ 1, 3, 13, 20, 205, 206, 211) представлены аргиллитами триаса и нижней-средней юры. В районе скважины № 41 подстилающие отложения представлены красными аргиллитами и алевролитами верхней юры. По периферии площади (район скважин № 2, 7, 10, 11, 17, 24) залегают светло-серые песчаники и глины нижнего мела. Далее подстилающие отложения представлены породами верхнего мела (район скважин №№ 4, 14, 15, 25). По краевым участкам подстилающие породы представлены осадками палеоцена (ейская свита) (скважины №№ 5, 6).

Черкесская свита в пределах Бейсугского месторождения распространена повсеместно и сложена в большинстве разрезов одной, реже двумя, песчано-алевритовыми пачками, ограниченными тремя глинистыми прослоями.

Песчано-алевритовые пачки представлены алевролитами зеленовато-серыми, глауконитово-кварцевыми, слабосцементированными, слабо известковистыми и неизвестковистыми, местами известковистыми, рыхлыми с микрофауной нижнего-среднего эоцена.

Толщины пачек изменяются по площади в пределах 7,0 - 52,2 м. Выше песчано-алевритовых пачек залегают глины зеленовато-серые, глауконитовые, известковистые, алевритистые, неслоистые, с микрофауной фораминифер нижнего-среднего эоцена. Толщина глин до 40,0 м.

Общая толщина черкесской свиты по площади изменяется от 60 до 195 м (скважина № 16). Перекрывается черкесская свита согласно осадками керестинской свиты.

Керестинская свита Р23 kr

Сложена керестинская свита коричневатыми и зеленовато-серыми, известковистыми, слабо известковистыми глинами с крупными и мелкими фораминиферами верхнего эоцена (скважины №№ 3, 7). Толщины свиты в пределах Бейсугского месторождения изменяются от 5,0 до 20,0 м. Керестинская свита согласно перекрыта отложениями тихорецкой свиты.

Тихорецкая свита Р2 th

В нижней части тихорецкой свиты вскрыты глины зеленовато-серые, неизвестковистые, в отдельных прослоях известковистые, алевритистые, местами пиритизированные, с фауной фораминифер верхнего эоцена (скважина № 3). Выше глин залегают алевролиты зеленовато-серые, неизвестковистые, глинистые, неслоистые, слабосцементированные. Толщины пачки алевролитов по площади изменяются от 6,8 м до 84,2 м. Наибольшие толщины алевролитовой пачки тихорецкой свиты приурочены к разрезам скважин, расположенных на Ясенской косе. Перекрывают отложения верхнего эоцена без признаков несогласия глины майкопа. Вскрытые толщины тихорецкой площади по площади изменяются от 53 (скв.59) до 154 м (скв.7).

Майкопская серия (Р3 - N11) М

В пределах Бейсугского месторождения майкопские образования представлены тремя отделами (нижним, средним и верхним), залегающими согласно на верхнеэоценовых отложениях.

Олигоценовый отдел Р3

Рюпельский ярус Р3 rp

Нижний майкоп М1

Хадумская свита Р3 chd

Хадумские отложения сложены глинами серыми, неизвестковистыми или слабо известковистыми, алевритистыми, местами с отдельными прослойками или линзовидными пластами алевролитов серых, глинистых, неизвестковистых, толщиной от 4,7 м (скважина № 2) до 21,0 м (скважина № 15). Нижнеолигоценовый возраст подтвержден фауной фораминифер (скв. №№ 4, 5, 11, 15). Толщины хадумской свиты по площади изменяются от 50 до 165м (скв.5).

Верхний олигоцен - нижний миоцен (Р3 +N11) М2

Средний майкоп М2

Хатский и кавказский ярусы Р3 ht - N1 kv

Нижняя часть среднего майкопа повсеместно представлена глинами темно-серыми, неизвестковистыми, алевритистыми толщиной 30,0 - 70,0 м. Мощная средняя песчано-алевритовая толща сложена пачками алевролитов и пластами мелкозернистых песчаников. Песчаники и алевролиты зеленовато-серые, известковистые и неизвестковистые, местами плотные, местами слабо сцементированные, рыхлые, с подчиненными прослоями глин. Суммарные толщины песчано-алевритовой толщи изменяются по площади от 24,0 (скважина № 30) м до 51,9 м (скважина № 6). Перекрывают песчано-алевритовую толщу глины серые, неизвестковистые, алевритистые. Возраст среднего майкопа подтвержден фауной фораминифер (скважины №№ 6, 7, 9, 11, 15, 30, 205). Общие толщины среднего майкопа по площади изменяются от 145 до 290м.

Верхний майкоп М3

Сакараульский ярус N1 sr

В пределах Бейсугского месторождения присутствует только нижняя часть верхнемайкопского разреза, а верхняя часть размыта (отсутствуют осадки коцахурского яруса). Разрез представлен глинами темно-серыми, неизвестковистыми, алевритистыми, плотными с алевритовыми прослоями в верхней части разреза, с фауной фораминифер (скважины №№ 6, 15, 45, 205). Толщины алевролитовых прослоев верхнего майкопа по площади изменяются от 2,9 м (скважина № 65) до 13,4 м (скважина № 10). Вскрытые толщины верхнего майкопа по площади изменяются от 37 до 87м.

Общие толщины майкопских образований по площади составляют 290-440м. Перекрываются майкопские отложения образованиями чокрака и карагана. В связи с региональным перерывом в осадконакоплении в разрезе Бейсугского месторождения отсутствуют осадки тарханского и коцахурского ярусов.

Средний миоцен N12

Чокракский ярус N1 и

Чокракские образования распространены в западной части месторождения. Породы несогласно залегают на размытую поверхность верхнемайкопских отложений. Отложения представлены разнозернистыми песчаниками с тонкими слоями мергелей и известняков-ракушечников и тонкими прослоями глин. Ракушечники сложены обломками раковин чокракских моллюсков и фораминифер (скважина № 1 Западно-Бейсугская). Толщины чокрака по площади изменяются от 9,0 до 36,0 м.

Караганский ярус N1 kg

Породы карагана согласно залегают на чокракские образования в западной части месторождения и несогласно перекрывают осадки майкопа в восточной части. Разрез сложен чередованием мощных пачек песчаников с тонкими прослоями глин. Песчаники мелкозернистые, кварцевые с включением прослоев известняков-ракушечников. Глины серые, алевритистые, известковистые. Породы содержат массу раковин моллюсков и редкие фораминиферы (скважины №№ 35, 40, 45). Толщины караганских образований по площади изменяются от 42,0 (скважина № 11) до 82,0 м (скважина № 201). На караганские образования согласно залегают породы конкского яруса.

Конкский ярус N1 kn

Разрез конки содержит песчаники и глины темно-серые, песчанистые, с пропластками (не более 0,2 м) мергелей, мергельных глин и ракушечников. Породы содержат раковины моллюсков и фораминифер, нередки остатки морских ежей (скважина № 3 Западно-Бейсугская). Толщины конкского яруса составляют 10,0 - 20,0 м. Перекрывают конкские образования отложения сармата.

Сарматский ярус N1 s

Сарматский ярус на площади представлен тремя подъярусами: нижним, средним и верхним, отличающимися по литологии и фауне.

Нижний подъярус N1 s1

Породы нижнего сармата сложены песчанистыми глинами с прослоями (от 0,1м до 19,0 м) песчано-алевритовых пород и рыхлых ракушечников, с обломками моллюсков и фораминифер. Толщины нижнего сармата изменяются от 50,0 м (скважина № 6) до 121,0 м (скважина № 5).

Верхний миоцен N13

Средний подъярус N1 s2

Среднесарматские отложения согласно залегают на нижнем сармате. Породы представлены глинами серыми, алевритистыми с прослоями песчаников, мергелей, раковинных известняков и оолитовых ракушечников. Породы содержат раковины моллюсков и фораминифер (скважины №№ 45, 3 Западно-Бейсугская). Толщины среднего сармата изменяются от 49,0 (скважина № 50) до 76,0 м (скважина № 5).

Верхний подъярус N1s3

Разрез верхнего сармата сложен пачками песков, песчаников и алевролитов, с пропластками глин, известняков-ракушечников и доломитизированных мергелей, местами с «червячковой текстурой». Породы содержат массу обломков и раковин моллюсков верхнего сармата (скважины №№ 35, 40, 45, 205). Толщины верхнего сармата по площади распределены неравномерно за счет срезания их мэотическими образованиями: от 39,0 м (скважина № 202) до 100,0 м (скважина № 13). Общие толщины сармата Бейсугского месторождения изменяютя от 140,0 до 290,0 м.

Мэотический ярус N1 m

Мэотические отложения трансгрессивно залегают на верхнесарматские образования, участками срезая верхнюю часть подстилающих отложений. Разрез мэотиса в пределах месторождения представлен глинами темно-серыми и серыми, алевритистыми, известковистыми, с прослоями песчаников, раковинных, оолитовых и сильно песчанистых известняков. Породы содержат раковины моллюсков (скважины №№ 40, 45, 205, 2 Западно-Бейсугская). На участках срезания верхнесарматских песков, нижняя граница мэотиса проводится внутри песчаной толщи (скважины №№ 201, 202). Общие толщины мэотиса составляют 80,0 - 130,0 м. На мэотические отложения трансгрессивно залегают образования понта.

Понтический ярус N1 р

Понтические отложения представлены темно-серыми, известковистыми глинами, а также песчаными породами, которые в верхней части разреза переходят в пески «надпонтической серии» плиоцена. В средней части понтического разреза отмечены пачки песков (от 5,0 до 15,0 м) и прослои (0,5 - 3,0 м) известняков-ракушечников. Породы содержат многочисленные раковины моллюсков понта. Перекрывают отложения понта образования плиоцен-антропогена (азово-кубанская свита). Толщины понтических образований в пределах Бейсугского месторождения составляют от 67,0 м (скважина № 9) до 150,0 м (скважина № 202).

Плиоцен N2

Азово-Кубанская свита («надпонтическая» серия)

Выше понта залегает толща песчано-глинистых пород континентального генезиса - азово-кубанская свита. В пределах Бейсугского месторождения нижняя часть свиты отнесена к киммерию, средняя - к акчагылу (=куяльнику), а верхняя - к антропогеновым отложениям.

Киммерийский ярус N2 km

Разрез киммерия представлен переслаиванием прослоев песков, алевролитов и пестроокрашенных глин. В подошве пески с примесью крупного гравия, указывающие на регрессивное осадконакопление. В верхней части разреза мощные пачки песков разнозернистых, кварцевых с обломками пресноводных и лиманных моллюсков и остракод (песчаный карьер у реки Бейсуг). Толщины киммерийских образований около 120,0 - 130,0 м.

Акчагыльский ярус N2 аk

Разрез акчагыла сложен аналогами отложений лиманного осадконакопления (куяльника), представленных чередованием пластов глин, песчаников и алевролитов. Глины серые, голубоватые с примесью песчано-алевритового материала. Пачки и прослои кварцевых песков серых, мелкозернистых и алевролитов со слойками ракушечников и лиманными моллюсками (песчаный карьер у реки Бейсуг). Толщины куяльницких образований составляют 90,0 - 150,0 м.

Антропоген (четвертичные отложения) Q

Верхнюю часть азово-кубанской свиты составляют четвертичные образования (эоплейстоцена-голоцена).

Нижний плейстоцен

Эоплейстоцен

Апшеронский ярус

Апшеронские осадки представлены глинами пестроокрашенными, зеленовато-серыми, с примесью песчано-алевритового материала, с пачками и прослоями желтых песков, алевролитов и со слойками ракушняков. На выходах, в берегах Бейсугского лимана найдены апшеронские моллюски. Толщины апшеронских отложений составляют 15,0 - 20,0 м.

Голоцен

Голоценовые и современные осадки сложены суглинками бурыми с прослоями песка и ракуши толщиной от 1,5 до 15,0 м.

Общие толщины азово-кубанской свиты на Бейсугском месторождении составляют 230,0 - 290,0 м (скважина № 50).



Рисунок 2 - Сводный разрез, по Пинчук, 2008 год



2.2 Сведения о продуктивных пластах

Скважинами, пробуренными в пределах Бейсугского месторождения, вскрыт разрез от палеозоя до миоцена включительно. Газоносными являются отложения нижнего мела, черкесской и тихорецкой свит, майкопской серии, а также караганского яруса.

Особенностью Бейсугского месторождения является: многопластовость, невыдержанность коллекторов по площади, неоднозначность характеристики отдельных продуктивных пачек по ГИС, а также наличие наклонных газоводяных контактов в отдельных продуктивных горизонтах.

Продуктивные пачки залегают в интервале глубин от 710,0 до 1380,0 м. Эффективные толщины коллекторов варьируют от 1,2 до 81,5 м. Наименьшими значениями эффективной толщины характеризуются отложения пачки III1 майкопской серии (хадумский горизонт), а наибольшими - отложения тихорецкой свиты. Аналогичная закономерность устанавливается и для величин эффективных газонасыщенных толщин, изменяющихся от 1,2 до 33,6 м [8].

Пространственное положение продуктивных пачек отражено на корреляционных схемах, а также на геологических разрезах (прил. 1 - 6). Отмечается линзовидное залегание пачек майкопской серии (пачки I1, I, II2, III1, III, IIIa) и нижнемеловых отложений. Площадные характеристики распространения каждой из пачек приведены на приложениях 7 - 17.

2.3 Тектоника

Бейсугское поднятие приурочено к западной части Каневско-Березанского вала, расположенного в пределах северной окраины Скифской платформы (рисунок 3).

Скифская платформа, сформированная на герцинском складчатом фундаменте, представляет собой область перехода от древней Восточно-Европейской платформы с докембрийским основанием к молодой Крымско-Кавказской платформе альпийской складчатости.

Каневско-Березанский вал представляет собой узкую протяженную грабенообразную структуру инверсионной природы с амплитудой в несколько сот метров относительно прилегающих територий. Каневско-Березанский вал на севере граничет с Копанским прогибом Азовского выступа, а на юге - с Тимашевской ступенью, на востоке - с Ирклиевской и Восточно-Кубанской впадинами.

В строении рассматриваемого района выделяются следующие структурно-тектонические этажи: домеловой (триас-юрский), мел-эоценовый и эоцен-неогеновый. Домеловой комплекс, сложенный складчатыми, дислоцированными, крепкими породами триас-юры, рассматривается одними исследователями как переходный комплекс, другими - как фундамент, на котором залегают два осадочных комплекса.

Нижний осадочный комплекс, представленный терригенными породами от нижнего мела до нижне-среднего эоцена, залегает несогласно на смятых метаморфизированных отложениях палеозоя, триаса и юры.



Рисунок 3 - тектоническая схема района месторождения,

по ИльченкоВерхний осадочный комплекс, сложенный отложениями верхнего эоцена (керестинская и тихорецкая свиты), олигоцена и неогена, залегает моноклинально на относительно выровненной поверхности кровли черкесской свиты (нижний-средний эоцен). Особенностью является наличие ряда несогласий в залегании стратиграфических комплексов и значительные изменения их толщин.

В структурном плане Бейсугское поднятие представляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания с пологим сводом и осью складки, вытянутой с северо-запада на юго-восток. Размеры складки по кровле нижнемеловых отложений (бурханской свиты) по изогипсе -1500,0 м составляют 14,5 х 7,2 км и высотой 145,0 м, по I пачке черкесских отложений по замкнутой изогипсе -1320,0 м составляют 16,0 х 6,8 км и высотой 52,0 м. По кровле тихорецкой свиты по замкнутой изогипсе -1130,0 м размеры складки составляют 14,0 х 4,25 км и высотой 34,0 м. По II2 пачке майкопских отложений по замкнутой изогипсе -1000,0 м размеры складки составляют 10,5 х 6,0 км и высотой 28,0 м, а по I пачке майкопских отложений - 7,5 х 3,4 км и высотой 21,0 м (по изогипсе -880,0 м).

Необходимо отметить, что Бейсугское поднятие осложнено глубинными разломами, ряд которых затухает лишь в глинах майкопской серии. Древние отложения (палеозойские и триас-среднеюрские) наиболее нарушены разрывами и интенсивно смяты в складки с углами падения до 900. Амплитуда дизъюнктивных нарушений колеблется от 10,0 до 40,0 м. Нарушения влияют на морфологию и условия залегания газоносных пластов. Так, залежи газа в нижнемеловых и черкесских отложениях Бейсугского месторождения, приурочены к тектонически экранированным ловушкам.

2.4 Физико-химическая характеристика газа

Таблица 1, - физико-химическая характеристика свободного газа, по Ильченко



2.5 Гидрогеология

Бейсугское газовое месторождение располагается в пределах Азово-Кубанского водоносного бассейна. Исходя из особенностей геологического строения, а также литологического состава пород, в пределах месторождения выделяются следующие гидрогеологические комплексы: юрско-триасовый, нижнемеловой, верхнемеловой, палеоцен-эоценовый, майкопский и миоцен-плиоценовый. Разделяющими водоупорами являются аргиллиты триаса и юры, альбские, верхнемеловые, палеогеновые, олигоцен-миоценовые и верхнеплиоценовые глинистые отложения.

Испытанием скважин изучены воды юрско-триасовых, нижнемеловых, верхнемеловых, палеоцен-эоценовых, майкопских и миоценовых отложений (табл. 6.1).

Юрско-триасовый водоносный комплекс изучен опробованием скважин №№ 2, 5, 10. Полученные воды относятся к хлоридно-кальциевому типу с минерализацией от 23,0 до 34,0 г/л. Газонасыщенность вод варьирует от 1293,0 до 1407,0 см3/л. Растворенный газ углеводородного состава.

Воды нижнемелового водоносного комплекса изучены по скважинам №№ 5, 10, 201. При испытании скважин получены переливающие притоки воды хлоркальциевого типа с минерализацией 17,0 - 18,0 г/л (скв. № 5) и гидрокорбонатно-натриевого типа с минерализацией 20,0 - 21,0 г/л (скв. № 10). Газонасыщенность вод достигает 2098,0 см3/л (скв. № 10).

Верхнемеловой водоносный комплекс изучен опробованием скважин №№ 5, 10, 12, 15, из которых получены притоки воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией от 11,0 г/л (скв. №№ 5, 10) до 13 - 15,0 г/л (скв. №№ 12, 15).

Палеоцен-эоценовый водоносный комплекс является единой водонапорной системой, верхним региональным водоупором которой служит глинистая майкопская свита, а нижним водоупором является кампан-маастрихтская глинистая толща. В палеоцен-эоценовой водонапорной системе проявляются элементы и динамика открытых гидродинамических систем. Областью питания являются обнажения пород, проходящие вдоль северного склона Кавказа и междуречья Кубань - Белая. Наличие стратиграфического перерыва между эоценом и мезозоем в пределах Бейсугского месторождения создает дополнительное питание палеоцен-эоценового водоносного комплекса за счет перетока высоконапорных вод нижнего и верхнего мела. Палеоцен-эоценовый водоносный комплекс детально изучен опробованием пластов черкесской и тихорецкой свит.

Воды черкесской свиты изучены по результатам испытаний скважин №№ 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 19 и 30. Установлен гидрокарбонатно-натриевый тип воды с минерализацией от 13,0 до 20,0 г/л. Повышенная минерализация вод равная 20 г/л отмечена в скважине № 16. Газонасыщенность вод I пачки черкесских отложений изменяется от 108,3 см3/м (скв. № 13) до 586 см3/м (скв. № 12). Для вод I пачки черкесских отложений характерно закономерное снижение напоров в направлении с юго-востока на северо-запад Бейсугского месторождения. Отметки изменяются от + 103,4 м (скв. № 13) до + 53,4 м (скв. № 12).

Воды тихорецкой свиты изучены по результатам испытания скважин №№ 11, 13, 20, 37. Тип вод хлоридно-кальциевый с минерализацией от 13 г/л до 20,0 г/л. Газонасыщенность вод изменяется от 108 см3/л до 827,0 см3/л.

Майкопский водоносный комплекс изучен по результатам испытания скважин №№ 11, 12, 19, 22, 32, 37, 40, 42, 64, в которых получены притоки пластовых вод. Воды майкопа относятся к хлоридно-кальциевому типу с общей минерализацией 22г/л и относительной плотностью 1,0.

Миоцен-плиоценовый водоносный комплекс изучен по результатам испытания скважин №№ 11, 22, 40, 44, 45, 52, 53, 66, в которых получены притоки воды из караганских и сарматских отложений.

Пластовые воды караганского и сарматского комплексов относятся к хлоридно-кальциевому типу с общей минерализацией от 19,4 до 37,74 г/л и относительной плотностью 1,016 - 1,034. 

3. Газоносность месторождения

В пределах Бейсугского месторождения выявлена газоносность нижнемеловых, черкесских, тихорецких, майкопских и караганских отложений.

Нижнемеловые отложения (пачка К1 I)

Характер распространения коллекторов нижнемеловых отложений отражен в приложении 7. Результаты испытания пласта представлены на схеме опробования (прил. 18).

Залежь нижнего мела выявлена в 1978 году скважиной № 25, в которой из 1369,0 - 1378,0 м (а.о. -1358,6 - -1367,6) получен приток газа дебитом 178,8 тыс. м3/сут на штуцере диаметром 10,0мм.

В скважине № 201 при испытании интервала 1382,0 - 1390,0 м (а.о. -1371,4 - -1379,4 м) получен приток пластовой воды дебитом 86,0 м3/сут.

Так как газоводяной контакт залежи нижнемеловых отложений не вскрыт, положение ГВК принято между отметками -1369,6 м и -1370,9 м. Для подсчета запасов ГВК принят по подошве газонасыщенного коллектора в скважине № 25 на а.о. -1370,0 м.

Залежь нижнего мела характеризуется как пластовая, сводовая, литологически и тектонически экранированная. Она контролируется поверхностью пласта, плоскостью ГВК, границей литофациального замещения пласта-коллектора, проведенной посередине между скважинами №№ 25 - 30, а также разрывным нарушением, экранирующим залежь на юге. Раз-меры залежи 2,95 х 4,6 км. Высота залежи 11,0 м. Эффективная газонасыщенная толщина продуктивной пачки, определенная в скважине № 25, составляет 9,4 м [3].

I пачка черкесской свиты

В пределах Бейсугского месторождения I пачка черкесских отложений распространена повсеместно и детально изучена опробованием (прил. 18). Структурная карта по кровле коллекторов пачки I черкесских отложений (подсчетный план) представлена на графическом приложении 18.

Согласно структурным построениям по кровле пачки I черкесских отложений выделяются два поднятия: южное (район скважины № 11) и северное (основное). Выделение этих самостоятельных поднятий обусловлено тем, что в скважине № 11 получен приток газа на отметках значительно более низких, чем в других скважинах (интервал перфорации 1322,0 - 1328,0 м (а.о. -1317,6 - -1323,6 м)). По данным ГИС в скважине № 11 подошва газонасыщенного коллектора находится на а.о. -1324,0 м. Ниже указанной отметки располагаются водонасыщенные коллекторы, опробованные в интервалах 1338,0 - 1353,0 м (а.о. -1333,6 - -1348,6 м), 1347,0 - 1349,0 м (а.о. -1342,6 - -1344,6 м) и 1350,5 - 1353,0 м (а.о. -1346,1 - -1348,6 м). В результате опробований из перечисленных интервалов получены притоки пластовой воды.

В скважине № 13 в интервалах перфорации 1330,0 - 1347,0 м (а.о. -1324,9 - -1341,9 м) и 1360,0 - 1370,0 м (а.о. -1354,9 - -1364,9 м) получены притоки пластовой воды дебитом 7,5 м3/сут и 21,0 м3/сут соответственно.

Ввиду того, что ГВК залежи не вскрыт, положение его может быть принято между абсолютной отметкой подошвы газонасыщенного пласта в скважине № 11 (а.о. -1324,0 м) и абсолютной отметкой кровли водонасыщенного пласта скважины № 13 (а.о. -1324,9). Для подсчета запасов ГВК принят по подошве газонасыщенного пласта скважины № 11 на а.о. -1324,0 м (прил.18).

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 1,75 х 1,75 км. Высота залежи более 14,0 м. Эффективная газонасыщенная толщина продуктивной пачки, определенная в скважине № 11, составляет 5,2 м.

В пределах основной залежи продуктивная пачка опробована в 29 скважинах, в том числе в 17 скважинах получены притоки газа, в трех - притоки газа с водой, в девяти - притоки воды (прил. 18). Дебиты газа варьируют от 30,0 до 126,0 тыс. м3/сут. Согласно результатам опробований безводные притоки газа получены в интервалах, абсолютные отметки которых варьируют от -1312,0 м (на западе) до -1282,0 м (на востоке). Притоки газа с водой получены на абсолютных отметках -1301,9 - -1324,9 м (скв. № 10), -1295,4 - -1299,0 м (скв. № 29) и -1278,8 - -1286,8 м (скв. № 30).

Таким образом, по результатам испытаний отмечается закономерное повышение с запада на восток абсолютных отметок ГВК.

По материалам промыслово-геофизических исследований также отмечается закономерное повышение отметок ГВК с запада на восток: -1320,0 м (скв. № 2), -1312,9 м (скв. № 71), -1311,6 м (скв. № 22), -1296,9 м (скв. № 34), -1282,1 м (скв. № 15).

Таким образом, результаты опробований скважин, а также материалы промыслово-геофизических исследований свидетельствуют о наклон-ном положении газоводяного контакта в залежи I пачки черкесских отложений. В предыдущем подсчете запасов ГВК также принят наклонным [1]. Положение его утверждено ГКЗ СССР в 1978 г.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 14,5 х 5,0 км. Высота залежи из-за наличия наклонного контакта варьирует от 4,0 до 22,0 м [8].

Отложения тихорецкой свиты

Отложения тихорецкой свиты в пределах Бейсугского месторождения распространены повсеместно (прил. 9) и опробованы в 37 скважинах (прил. 19). В 29 скважинах получены притоки газа, в трех - притоки газа с водой (скв. №№ 24, 25, 37), в пяти - притоки воды (скв. №№ 11, 13, 19, 20). Дебиты газа составляют от 5,0 до 266,7 тыс. м3/сут.

По результатам испытаний нижние отметки получения притоков газа без признаков воды отмечаются в скважинах №№ 30 и 43 на а.о. -1127,8 м и -1127,5 м соответственно. Верхняя отметка водонасыщения установлена опробованием в скважине № 19 на а.о. -1132,3 м.

По данным ГИС самая низкая отметка газонасыщения коллекторов тихорецкой свиты установлена в скважине № 33 на а.о. -1130,9 м. Самая высокая отметка кровли водонасыщенного пласта выявлена в скважине № 51 на а.о. -1129,8 м.

Таким образом, учитывая результаты испытаний скважин и материалы интерпретации ГИС, обосновывающие положение контакта газ-вода на а.о. -1130,0 м, для подсчета запасов ГВК залежи принят на а.о. -1130,0 м. Эта абсолютная отметка ГВК отличается от абсолютной отметки ГВК, принятой в предыдущем подсчете запасов и утвержденной ГКЗ СССР в 1978 г. [1]. В предшествующем подсчете ГВК был принят на а.о. -1128,0 м. Это положение ГВК не является начальным, поэтому требует корректировки. В настоящем подсчете обоснование ГВК проведено по скважинам, пробуренным до начала разработки залежи, отражающим начальное положение газоводяного контакта на а.о. -1130,0 м.

Толщина отложений тихорецкой свиты превышает амплитуду поднятия, поэтому при принятом положении ГВК (а.о. -1130,0 м) залежь характеризуется как пластовая, сводовая, подстилаемая по всей площади водой. Размеры залежи 14,0 х 4,25 км. Высота залежи более 35,0 м [8].

Пачка IIIa хадумского горизонта [5]

Характер распространения продуктивной пачки показан на приложении 10, а схема опробования приведена в приложении 20.

Пачка IIIa испытана в 11 скважинах, в том числе в семи скважинах получены притоки газа, в одной - притоки газа с водой, а в трех получены притоки воды. Дебиты газа при испытании составляли от 1,0 до 20,0 тыс. м3/сут.

Газоводяной контакт по результатам опробования отмечается в скважине № 52 на а.о. -1088,2 м. В этой скважине из интервала перфорации 1108,0 - 1112,0 м (а.о. -1086,4 - -1090,0 м) получен приток газа с пластовой водой.

По данным ГИС нижняя граница газонасыщения пласта, подтвержденная результатами опробования, установлена в скважине № 32 на а.о. -1088,4 м. Верхняя граница водонасыщения пласта, подтвержденная результатами опробования, определена в скважине № 22 на а.о. -1088,2 м.

Так как ГВК залежи вскрыт скважиной № 52, положение его принято по середине между отметками верхних и нижних дыр перфорации на а.о. -1088,0 м. Это не противоречит результатам опробований и данным ГИС других скважин. Таким образом, для подсчета запасов ГВК принят на а.о. -1088,0 м. Указанная абсолютная отметка ГВК совпадает с утвержденной ЦКЗ Минприроды РФ в 1998 г.

Залежь пачки IIIа характеризуется как пластовая, сводовая, литологически экранированная. На юге и западе залежь контролируется кровлей пласта-коллектора и плоскостью ГВК, на севере и востоке - границей литофациального замещения, проведенной по середине расстояния между скважинами: 72 - 2, 44 - 71, 73 - 33, 57 - 51, 58 - 64, 14 - 34, 67 - 68, 31 - 70. Размеры залежи 3,75 х 2,25 км. Высота залежи 18,0 м [8].

Пачка III хадумского горизонта [5]

Характер распространения пачки показан на приложении 11, а схема опробования приведена в приложении 20. Пачка III испытана в 32 скважинах, в том числе в 31 скважине получены притоки газа, в одной - притоки воды. Дебиты газа при испытании составляли от 4,4 до 35,0 тыс. м3/сут.

По данным ГИС самая низкая отметка газонасыщения, подтвержденная результатами опробования, установлена в скважине № 23 на а.о. -1070,1 м. Верхняя граница водонасыщения, определенная по данным ГИС, выявлена в скважине № 14 на а.о. -1070,3 м. Газоводяной контакт по результатам промыслово-геофизических исследований установлен в скважинах №№ 37, 68 на а.о. -1069,6 м и -1069,7 м соответственно.

Ввиду того, что ГВК залежи не вскрыт, положение его может быть принято между абсолютной отметкой подошвы газонасыщенного пласта в скважине № 23 (а.о. -1070,1 м) и абсолютной отметкой кровли водонасыщенного пласта скважины № 14 (а.о. -1070,3). Для подсчета запасов ГВК принят по подошве газонасыщенного коллектора в скважине № 23 на а.о.-1070,0 м. Такая же отметка ГВК принята в предыдущем подсчете запасов и утверждена ЦКЗ Минприроды РФ в 1998 г. Залежь пластовая, сводовая. Размеры залежи 8,75 х 4,5 км. Высота залежи 25,0 м [8].

Пачка III1 хадумского горизонта [5]

Характер распространения пачки III1 в пределах Бейсугского месторождения показан на приложении 12. Схема опробования пачки приведена в приложении 20.

Пачка III1 опробована в пяти скважинах, в том числе в трех скважинах получены притоки газа (скв. №№ 62, 63, 64), а в двух - притоки газа и воды (скв. №№ 31, 42). Дебиты газа при опробовании составляли 5,0 тыс. м3/сут.

Так как ГВК залежи вскрыт скважинами №№ 31, 42, положение его принято по середине между отметками верхних и нижних дыр перфорации скважин на а.о. -1038,0 м. Это не противоречит результатам опробований и данным ГИС других скважин.

Таким образом, для подсчета запасов ГВК принят на а.о. -1038,0 м. Указанная абсолютная отметка ГВК совпадает с утвержденной ЦКЗ Мин-природы РФ в 1998 г.

Залежь пачки III1 пластовая, сводовая, литологически экранированная. Залежь контролируется кровлей проницаемой части пласта, поверхностью ГВК и границей литофациального замещения пласта-коллектора, проведенной по середине расстояния между скважинами: 17 - 42, 53 - 61, 58 - 64. Размеры залежи 2,75 х 2,75 км. Высота залежи 18,0 м [8].

Пачка II2 майкопских отложений

Характер распространения коллекторов пачки II2 отражен в приложении 13. Результаты испытания пачки представлены на схеме опробования (прил. 20).

Пласт II2 опробован в 12 скважинах, в том числе в восьми скважинах получены притоки газа, в двух - притоки газа и воды (скв. №№ 32, 40), в двух - приток пластовой воды (скв. №№ 12, 37). Дебиты газа при опробовании составляли от 7,0 до 25,0 тыс. м3/сут.

Нижняя отметка притока газа отмечена в скважине № 64 на а.о. -992,6 м. Верхняя отметка водонасыщения, установленная по результатам опробований, отмечена в скважине № 40 на а.о. -993,8 м.

По данным ГИС подошва газонасыщенного пласта в скважине № 38 находится на а.о. -992,5 м, в скважине № 34 - на а.о. 992,7 м, в скважине № 32 - на а.о. -993,0 м. Ниже указанных отметок залегают глинистые слои. Ввиду того, что ГВК залежи не вскрыт, положение его принято по сере-дине между отметками нижних дыр перфорации в скважине № 64 (а.о. -992,6 м) и верхних дыр перфорации в скважине № 40 (а.о.-993,8 м) на а.о. -993,0 м. Такая же абсолютная отметка ГВК принята в предыдущем под-счете запасов и утверждена ЦКЗ Минприроды РФ в 1998 г.

Залежь пачки II2 пластовая, сводовая. Залежь контролируется кров-лей проницаемой части пласта, поверхностью ГВК и линией замещения коллекторов, проведенной по середине между скважинами 15 - 30, 13 - 30. Размеры залежи 3,75 х 7,5 км. Высота залежи 21,0 м [8].

Пачка II майкопских отложений

В пределах месторождения пачка II развита повсеместно (прил. 14). Опробована пачка в 18 скважинах (прил. 20). Притоки газа получены в 16 скважинах, притоки пластовой воды - в двух скважинах. Дебиты газа варьировали от 5,0 до 80,0 тыс. м3/сут. По результатам опробований самая низкая отметка газонасыщения установлена в скважине № 66 на а.о. -899,4 м (нижние дыры перфорации). Верхняя граница водонасыщения выявлена в скважине № 12 на а.о. -900,5 м (верхние дыры перфорации). По данным интерпретации ГИС в скважинах №№ 22, 23, 26, 38, 39, 43, 44, 46, 52, 53, 66, 72 ГВК отбивается на абсолютных отметках от -899,5 до - 900,5 м. Ввиду того, что ГВК залежи не вскрыт, положение его принято по сере-дине между отметками нижних дыр перфорации в скважине № 66 (а.о. -899,4 м) и верхних дыр перфорации в скважине № 12 (а.о.-900,5 м) на а.о. -900,0 м. Такая же абсолютная отметка ГВК принята в предыдущем под-счете запасов и утверждена ЦКЗ Минприроды РФ в 1998 г. Залежь пачки II пластовая, сводовая. Размеры залежи 7,75 х 4,5 км. Высота залежи 16,0 м [8].

...