Нефтегазоносность и перспективы Бейсугского месторождения

Пачка I майкопских отложений

Характер распространения и схема опробования I пачки майкопских отложений отражены на приложениях 15 и 20. Пачка развита в северо-западной части месторождения. В южном и восточном направлениях он выклинивается.

Пачка опробована в шести скважинах (прил. 20). Притоки газа получены в пяти скважинах (скв. №№ 2, 8, 9, 10, 72), газа с пластовой водой - в одной скважине (скв. № 71). Дебиты газа варьировали от 59,2 до 129,0 тыс. м3/сут.

По данным ГИС газоводяной контакт пачки I майкопских отложений отмечается в скважине № 71 на а.о. -868,0 м, что подтверждается притоком газа с пластовой водой при испытании в интервале 888,0 - 892,0 м (а.о. -866,4 - -869,7 м).

По данным ГИС подошвы газонасыщенных коллекторов в скважинах №№ 2, 10, 33, 43, 44 находятся на абсолютных отметках от -867,9 м до -868,2 м.

Так как газоводяной контакт залежи вскрыт в скважине № 71, положение ГВК принято по середине между отметками верхних и нижних дыр перфорации этой скважины. Для подсчета запасов ГВК принят на а.о. -868,0 м. Указанная отметка ГВК совпадает с абсолютной отметкой ГВК, принятой в предыдущем подсчете запасов и утвержденной ЦКЗ Минпри-роды РФ в 1998 г.

Залежь газа пачки I майкопских отложений пластовая, сводовая, литологически экранированная. Залежь на севере, западе и востоке площади контролируется поверхностью ГВК, на юге - границей литофациального замещения пласта-коллектора, проведенной по середине расстояния между скважинами: 6 - 12, 18 - 41, 53 - 39, 64 - 58. Размеры залежи 4,25 х 2,0 км. Высота залежи 9,0 м [8].

Пачка I1 майкопских отложений

Характер распространения и схема опробования пачки I1 майкопских отложений отражены на приложениях 16 и 20. Пачка развита в севе-розападной части месторождения. В южном и восточном направлениях он выклинивается.

Пачка опробована в четырех скважинах (прил. 20). Притоки газа без признаков воды получены в одной скважине (скв. № 71), притоки газа с пластовой водой - в одной скважине (скв. № 66), притоки пластовой воды - в двух скважинах (№№ 11, 22). Дебиты газа при испытаниях составляли 5,0 тыс. м3/сут.

По данным ГИС газоводяной контакт пачки I1 майкопских отложений отмечается в скважине № 66 на а.о. -810,9 м, что подтверждается при-током газа с пластовой водой при испытании в интервале 823,0 - 827,0 м (а.о. -807,8 - -811,4 м).

По данным интерпретации ГИС нижняя отметка газонасыщения пачки I1 установлена в скважине № 31 на а.о. -811,1 м. Верхняя граница водо-насыщения, подтвержденная результатами опробования, выявлена в скважине № 22 на а.о. -812,9 м.

Таким образом, для подсчета запасов положение ГВК принято по подошве газонасыщенных коллекторов в скважинах №№ 31, 66 на а.о. -811,0 м, что подтверждается результатами опробования I1 пачки майкопских отложений и данными ГИС. Такая же абсолютная отметка ГВК принята в предыдущем подсчете запасов и утверждена ЦКЗ Минприроды РФ в 1998 г.

Залежь пачки I1 характеризуется как пластовая, сводовая, литологически экранированная. Залежь контролируется поверхностью пластаколлектора, плоскостью ГВК, а также границей литофациального замещения коллектора, проведенной по середине расстояния между скважинами: 2 - 72, 44 - 71, 18 - 41, 53 - 36, 61 - 62, 29 - 67. Размеры залежи 4,1 х 1,25 км. Высота залежи 6,0 м [8].

Пачка II караганского горизонта

В пределах Бейсугского месторождения пачка II караганского горизонта развита повсеместно (прил. 17). Опробована пачка в 11 скважинах (прил. 20). Притоки газа получены в пяти скважинах (№№ 9, 40, 43, 44, 45), притоки газа с пластовой водой - в двух скважинах (скв. №№ 2, 71), притоки пластовой воды - в четырех (№№ 19, 25, 26, 46). Дебиты газа при испытаниях варьировали от 13,1 до 17,5 тыс. м3/сут.

Газоводяной контакт по результатам опробований отмечен в скважинах №№ 2, 71. В скважине № 2 испытан интервал глубин 716,0 - 720,0 м (а.о. -711,3 - -715,3 м), из которого получен приток газа с пластовой водой. В скважине № 71 из интервала перфорации 719,0 - 722,0 м (а.о. -712,2 - -715,0 м) получен приток газа с водой.

В скважине № 9, из которой получен притока газа без признаков воды, нижнее отверстие перфорации расположено на а.о. -715,6 м. Подошва газонасыщенного коллектора по данным ГИС уверенно отбивается только на а.о. -713,6 м., а в интервале а.о. -715,1-715,6 м коллектор с ясным характером насыщения.

Верхняя отметка водонасыщения, определенная по результатам опробований, отмечена в скважине № 46 на а.о. -717,7 м.

По данным ГИС газоводяной контакт пачки II караганских отложений находится в интервале глубин от -713,6 (скв. № 9) до -714,6 м (скв. № 43).

Ввиду того, что в скважинах №№ 2, 71 получены притоки газа с пластовой водой, поверхность ГВК принята по середине интервалов перфорации указанных скважин (а.о. -713,6 м). Для подсчета запасов газоводяной контакт принят на а.о. -714,0 м. Указанная отметка ГВК совпадает с абсолютной отметкой ГВК, принятой в предыдущем подсчете запасов и утвержденной ЦКЗ Мингазпрома в 1980 г.

Залежь II пачки караганских отложений характеризуется как пластовая, сводовая, подстилаемая водой. Размеры залежи 4,5 х 3,0 км. Высота залежи 7,0 м [3].

4. Перспективы бейсугского месторождения

Основная проблема данного месторождения - лиман, мешающий проведению необходимых мероприятий, связанных с повышением перспективности. Ввиду этого, большая часть скважин месторождения расположена в западной части бассейна, на территории Ясенской Косы (Рисунок 4).

Рисунок 4, - схема геолого-геофизической изученности, по Дворкину

Как видно из вышерасположенного рисунка, центральная и восточная части месторождения практически не изучены бурением, а единичные скважины не могут дать достоверной информации о наличии или отсутствии углеводородов. Достоверно оценить перспективы сложно, но нельзя исключить возможность открытия небольших локальных залежей.

Коллектора обладают невысоким сопротивлением, поэтому каротажные кривые слабо дифференцированы и выделение продуктивных пачек вызывает определенные затруднения. Помимо этого, сложные поверхностные условия на акватории Бейсугского лимана вызывают дополнительное удорожание ГРР. каких-либо работ в зоне лимана, и экономическая целесообразность моментально ставится под вопрос.

Однако, окончательное решение о проведении или прекращении геолого-разведочных работ принадлежит недропользователю.

В случае принятия решения о продолжении проведения ГРР, на наш взгляд, существуют положительные перспективы, связанные с открытием как новых залежей, так и расширение контуров существующих.

Заключение

К настоящему моменту Бейсугское месторождение находится в разработке.

Геологические модели залежей нижнемеловых отложений, I пачки черкесской свиты, тихорецкой свиты, пачек IIIa, III, III1 хадумского горизонта, пачек II2, II, I, I1 майкопской серии и II пачки караганского горизонта построены на основании материалов бурения скважин и сейсмических исследований.

Учитывая геометрию и размеры залежей нижнемеловых, черкесских и тихорецких отложений, следует отметить слабую изученность бурением в восточной части Бейсугского месторождения. Однако на основании проведенных сейсмических работ 2005 - 2007 г.г. с большей долей уверенности уточнена геологическая модель месторождения, на основании чего осуществлен пересчет запасов углеводородов и обоснована категорийность запасов.

Дальнейшая эксплуатация месторождения находится под вопросом, но без принятия мер по изучению центральной и восточной части месторождения, продолжать работы не целесообразно.

Подведя итог, можно сделать следующие выводы:

- Строение месторождения изучено недостаточно. Это связано со сложностью поверхностных условий и невысоким сопротивлением продуктивных коллекторов, что не позволяет уверенно выделять их на каротажных диаграммах;

- Несовпадение контуров залежи в плане и по разрезу свидетельствует о том, что формирование месторождения происходило в условиях активной перестройки структурного плана.

- Основные перспективы месторождения связаны с центральной, восточной, а так же северной частью месторождения, которые вскрыты единичными скважинами.

Список использованных источников

1. Аввакумов А.Н., Нелепов В.Н. и др. Отчет по теме 68/76 «Комплексное изучение геологических условий перспективных площадей на газ Западного Предкавказья и подготовка исходных данных в связи с постановкой поисково-разведочных работ» (этап «Подсчет запасов газа по Бейсугскому месторождению Краснодарского края»), Ставрополь, 1977. Фонды СевКавНИИгаза.

2. Алешина Т.А. «Проект промышленной разведки Бейсугской площади Краснодарского края», 1960.Фонды объединения «Кубаньгазпром».

3. Базиков А.Ф., Алешина Т.А. и др. «Подсчет запасов газа в эоценовых горизонтах и пересчет запасов газа и конденсата в нижнемеловом горизонте Каневского месторождения Краснодарского края по состоянию на 1.IX - 1974 г». Том 1. Отчет объединения «Кубаньгазпром». Краснодар, 1975.

4. Дворкин З.П. Отчет о результатах глубокого поискового бурения и подсчет запасов газа по Бейсугской площади. г. Краснодар, 1963.

5. Ильченко Л.А., Чернова В.В. и другие. Отчет по теме 134/79, этап I «Анализ разработки Бейсугского месторождения с проектом ОПЭ хадумской газовой залежи» г. Ставрополь, 1979, Фонды СевКавНИИгаза.

6. Ильченко Л.А., «Коррективы к проекту разработки Бейсугского месторождения, отчет, этап к договору 12 к/92.92», Ставрополь, 1992.

7. Ильченко Л.А. «Состояние разработки Бейсугского месторождения и прогнозные показатели на перспективу (1995-1997 гг.)». Этап. Отчет/ СевКавНИПИгаз. Ставрополь, 1994.

8. Ильченко Л.А. Отчет по теме 169/80. Проекты разработки и ОПЭ газовых и газоконденсатных месторождений Северного Кавказа. Этап I «Проект разработки Бейсугского месторождения (черкесская, тихорецкая свиты, майкопский горизонт) и ОПЭ залежей нижнего мела и восточного купола черкесского горизонта», 1980.

Размещено на Allbest.ru