Геологические характеристики месторождения Карагачи

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Введение

Перед нефтяниками страны поставлены задачи, связанные с улучшением использования природных ресурсов, с ускорением ввода в эксплуатацию новых месторождений нефти и газа.

В этом не маловажную роль играет подсчёт запасов углеводородов выявленных и разведочных месторождений.

Целью настоящей работы является: «Текущее состояние разработки IV пласта месторождения «Карагачи» и рекомендации по улучшению показателей разработки»

Запасы нефти по подсчётам, числящиеся на балансе ВГФ, составляют по категории С₁, балансовые - 2500 тыс.т, извлекаемые - 1008 тыс. т. и по категориии С₂ - балансовые - 1885 тыс.т., извлекаемые - 503 тыс.т. на 1 января 1980 г.

Анализ материалов глубокого бурения, опробования, пробной эксплуатации скважин, результаты промыслово-геофизических исследований и геологических построений показал, что запасы, подсчитанные операторским путём, завышены из-за недостаточности представления о геологическом строении месторождения, вследствие чего были завышены параметры площади и эффективной мощности продуктивного горизонта.

1. Геологическое строение месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении и истории геологической изученности

В административном отношении, месторождение «Карагачи» расположено на территории Кыргызской республики, Баткенской области, Ляйлякского района в Юго-Западной части Ферганской впадины.

Близлежащими населёнными пунктами являются города Ленинабад и Сулюкта, посёлок Аучи-Калачи, станция Пролетарск и Карагачи, а также асфальтированная магистраль, соединяющая Пролетарск с города Сулюкта.

Все перечисленные пункты удалены от месторождения на расстояния от 3 до 50 км.

В геоморфологическом отношении район представляет собой предгорную часть Туркестанского хребта, сложенную толщей неогеновых конгломератов и лишь вдоль Северного склона хребта Майдан - Тау, сложенного палеозоем, обнажаются породы палеогенового возраста.

Абсолютные отметки в районе работ достигают 900 - 1200 м. Весь район пересекается рядом со слоями меридионального направления, самыми крупными из которых являются Ходжа - Бакирган, Куткук - Сай, Тамчы - Сай, Караган - Сай, Исфара - Сай.

Геолого-геофизическая изученность района работ

Изучение геологического строения Ферганской депрессии начато, примерно со второй половины 20-го века. Первые научные представления о геологии Ферганы связаны с именем И.В. Мушкетова, который в 1888 г опубликовал 1 том работы под названием «Туркестан» где дал геологическое и геофизическое описание региона во время своего путешествия с 1874 по 1880 г.

С 1909 года Геолкомом была начата планомерная геологическая съёмка Ферганской долины в десятивёрстном масштабе с участием крупных геологов того времени В.М. Ребера, И.В. Мушкетова, К.П Калицкого и др.

В 1914 году район выходов нефти на дневную поверхность на Ташреватской антиклинали был описан К.П Калицким. В 1926 году А.П. Марковский проводил геологическую съёмку масштаба 1: 42000 в северо-западных предгорьях Туркестанского хребта.

В 1949 году по проекту Ф.П. Корсакова было начато бурение на Карагачской структуре. На площади было пробурено 3 глубоких скважин № 2, 1, 3: с глубинами 1890, 2141, 2021 м, из них скважины № 2, 1, вскрыли неогеновые и палеогеновые отложения. В результате испытания была получена пластовая вода с плёнками нефти и растворённым газом.

В настоящее время на Карагачинской площади пробурено 22 структурных, структурно-поисковых, поисково-разведочных, и эксплуатационных скважин, данные по которым позволяют детальное строение описываемой складки.

1.2 Стратиграфия, тектоника, нефтегазонасыщенность, гидрогеологическая характеристика месторождения

Район Карагачинского месторождения на поверхности слагается дислоцированными отложениями позднего плиоцена (бактрийская серия) раннего антропогена (сахская свита).

Из 22 пробуренных здесь к настоящему времени 7 прошли полный комплекс осадочного чехла и вскрыли фундамент, остальные в зависимости от целевого назначения и других условий были остановлены в различных горизонтах палеогена и неогена. По результатам бурения и промыслово-геофизических исследований мезозойские отложения здесь не установлены и во вскрытых разрезах на палеозой ложатся различные горизонты палеогена. Это согласуется с общей историей тектонического и палеогеографического развития Ферганской депрессии, согласно которой в первые стадии альпийской эпохи складчатости в области западной глубоко погружённой части и Каратау-Гузанской антиклинальной зоны произошел полный размыв всей толщи мезозойских отложений.

Расчленение палеогеновых и неогеновых отложений проводится согласно схеме О.С.Вялова, четвертичных - Н.П.Васильковским, возраст палеозойских пород уточнён Х.У. Узаковым

Учитывая, что биостратиграфическое обоснование выделяемых стратиграфических подразделений имеется в существующих схемах, в настоящем оно не проводится.

Палеозойская группа. (Рz)

Эти отложения вскрыты скважинами № 4;8;10;13;14;16;17:Почти во всех скважинах они представлены известняками мелкокристаллическими, крепкими, плотными, серой и светло-серой окраски, трещиноватыми, с раковисто-запористым изломом. По трещинам развиты прожилки кальцитом местами ожелезнения. В скважине № 5 керн представляет брекчию из описанных известняков с размером обломков 0,5-0,3 см не более светлом глинисто известняковом цементе.

Максимальная вскрытая мощность 182 м. По мнению Х.У.Узакова известняки имеют средне-верхнепалеозойский (Д-С₁) возраст. Наличие брекчированных пород предполагает деформацию палеозойских пород в альпийскую эпоху складчатости.

Кайнозойская группа (Кz)

Палеогеновая система (Р)

Палеоцен (Рi)

Бухарские слои (Р₁bsh)

Из 7 скважин вскрывших палеозой, в 6 из них ложатся бухарские слои, а в скважине № 10 размытую поверхность фундамента перекрывают осадки Сузакских слоёв, максимальные значения которых (20-30м) приурочены к наиболее приподнятым частям складки. Это предполагает существующее в раннем палеогене на место современного поднятия погружения.

Керн из этого интервала отложений не отбирался. Поэтому характеристика литологических особенностей приводится методом сравнения разреза, описанного в Куруксае, с данными промыслово-геофизических исследований, полученными по скважинам, пробуренным на этом участке.

На абразивную поверхность палеозоя ложатся пески и мелкозернистые, кварцевые и слюдистые, в основном белые, но вследствие различной степени расположения слюд приобретающие в верхах и низах разреза желтовато-коричневые, розоватые и красноватые тона, подчёркивающие текстурные особенности породы. Особенно видна вторичная окраска, в нижних и верхних слоях, где она подчёркивает размывной характер контакта с палеозоем и сузакскими слоями кайнозойской группы. Песчаники и косослойчатые, содержат прослои гравия и алевролитов, указывающие на близость береговой линии. В этот бассейн, по-видимому, здесь впадала река, отложившая дельтовые тонкозернистые осадки, преобразовавшие в плотные непроницаемые породы, встречающиеся в нижних бухарских слоях в западной части района. Толщина осадков изменяется от 0 (скв № 10) до 30 м (скв№17).

Эоцен (Р₂)

Нижней эоценовый ярус (Р₂)

Сузакские слои (Р₂SZK)

Разрез слагается преимущественно тонкими терригенными и хемогенными осадками, накапливавшимися вдали от береговой линии. Это глины палево-серые, светло-зеленые, плотные, пластичные, иногда хрупкие. Мергели палево-бурые, трещиноватые. Гипсы прозрачные, кристаллические. Глины распространены, преимущественно, в верхней и нижней части разреза, мергели и гипсы в средней, однако мелкие прослои тех и других пород присутствуют повсеместно, а гипс развит так же и по трещинам.

Песчаные породы встречаются довольно редко и в основном в виде маломощных прослоев. Колебания мощности от 6 до 14 м, отражающую определённую закономерность, связаны, по-видимому, с неровностями поверхности постпалеоценового, складчатого рельефа.

Средний эоценовый ярус (Р²₂)

Алайские слои (Р₂al)

Породы этого возраста закрыты 13 скважинами (№ 4,5,7,8,9,10,12,13,14,16,17,23,25), однако керн поднят всего с одной скважины в одном интервале. Поэтому характеристика их получена тем же способом, что и для бухарских слоёв. В изученных разрезах алайские слои залегают на сузакских без видимого согласия. В основании их обычно развиты глины плотные, известковые с тонкими прослоями гипса и ангидрита.

Верхний эоценовый ярус (Р₂³)

Туркестанские слои (Р₂³trk)

При изучении этих отложений, вскрытых 17 скважинами, удалось некоторым образом уточнить строение разреза по единичным образцам керна, поднятого из этих интервалов. Этот анализ показал, что разрез слагается песчаными, алевритовыми, глинистыми, карбонатными и изредка органогенно-обломочными породами, различные комбинации, сочетания которых позволяют, как и во многих районах Ферганы, выделить здесь три пачки.

Нижняя часть слагается преимущественно, глинами, но местами встречаются интервалы линзовидного переслаивания их с известняками, песчаниками и алевролитами.

В средней части происходит огрубение разреза - возрастает количество известняков, а количество глин и мергелей - уменьшается. Эта часть разреза выделяется как IV горизонт.

Верхний разрез пачкой, по строению близкой к нижней, но здесь встречены прослойки ракушников темно-зеленых, глинистых и песчанистых, с нефтью в ракушниках.

Глины, слагающие разрез, от светло - до тёмно-зелёных, часто алевритовые и песчанистые, известковистые, плотные, иногда с остатками фауны и гнёздами пирита.

Алевролиты глинистые и песчанистые серовато-зеленые, бурые, слабо известковые, различной крепости, иногда с фауной.

Песчаники от мелко - до разнозернистых, зеленовато-серые, зеленовато-бурые, иногда бледно-розовые, палимиктовые, на карбонатном цементе, рыхлые, встречается фауна.

Известняки песчанистые, серые, крепкие, иногда с мелкой галькой и фауной. Мощность слоёв колеблется от 30 до 45 м, также, по-видимому, отражает строение дна бассейна и эпейрографических характер колебательных движений в период накопления.

Верхнеэоценовый и нижнеолигоценовый нерасчлененные яруса (Р₂³-Р₃¹)

Риштанские, исфаринские и ханабадские слои (Р₂³rsh+is+P₃¹ch)

Поскольку к этому стратиграфическому интервалу приурочен продуктивный горизонт он более, чем другие, охарактеризован керновым материалам, который вместе с промыслово-геофизическими исследованиями позволил представить строение этой части разреза.

Проведенный анализ показал, что разрез можно разделить на две пачки, прослеживаемые обычно на территории Ферганы.

Нижняя часть слагается песчаниками с прослоями алевролитов. Ранее эта секция разреза относилась к IV горизонту. Однако появление в средней части пачки глин и главное, различная нефтенасыщенность выдвинуло необходимость разделения горизонта IVа и IV4б горизонты. На площади Карагачи нефтяная залежь приурочена к нижнему - 4б горизонту, мощность которого изменяется от 4 до 9 м.

Выше соотношения песчанистых и глинистых пород резко меняется в пользу последних. Здесь среди глин песчаники и алевролиты встречаются в виде единичных прослоев и преимущественно в линзовидном переслаивании с основной породой. Глины от светло до тёмно-зелёных, встречаются и чёрные разности, в зоне окисления приобретающие пятнистость, буровато-красных и тёмно-коричневых тонов. Породы слоистые и трещиноватые, иногда с фауной и гнёздами пирита. Алевролиты таких же тонов, что и глины песчанистые, местами нефтенасыщенные. Песчаники преимущественно тонко и мелкозернистые, но встречаются и разнозернистые, окрашены в более белые тона, чем алевролиты и глины. В зависимости от характера и степени цементации и глинизации они бывают от рыхлых до крепких, местами пропитаны нефтью. Гравелиты полимиктовые, серые, плотные. Мощность этих отложений колеблется от 6 до 24 м., что обусловлено, в основном, размывом в предсумсарскую фазу складчатости.

Средний олигоцен (Р₃²)

Сумсарские слои (Р₃²sms)

Эти отложения отличаются от нижележащих, в первую очередь своей малиновой окраской и залегают на зелёных породах подстилающего палеогена с размывом в плоть до IVб горизонта. Керновый материал по этим слоям очень скудный, однако, литологические особенности сумсарких слоёв таковы, что они довольно чётко фиксируются при проходке и впоследствии и в промыслово-геофизическими исследованиями. Это преимущественно глины малинового цвета, иногда с зелёными пятнами, и трещиноватые. Встречаются прослои и пласты алевролитов и песчаников мелко-зернистых, беловато-серых, зелёновато-коричневых, местами образующее, довольно мощные пачки. Мощность сумсарских слоёв колеблется от 30 до 106 м, что связано, по-видимому, как с характером поверхности размыва подстилающих отложений, так и с их размывом в предмассагетскую фазу складчатости. Суммарная мощность палеогеновых отложений колеблется от 110 до 180 м.

Неогеновая система (N)

Миоценовый ярус (N₁)

Массагетская серия (N₁msg)

Эти отложения также вскрыты только скважинами. По данным бурения и промыслово-геофизическим исследованиям удалось выделить, как и по всей Фергане, кирпично-красную и бледно-розовую свиты.

Кирпично-красная свита (N₁msg₁)

Эти отложения залегают с размывом на сумсарских слоях. Породы отличаются своей кирпично-красной, красновато-коричневой и серовато-коричневой окраской и типично континентальным характером отложений. Разрез слагается песчаными и алевролитовыми породами с резкими прослоями глин, гравелитов и конгломератов. Общая мощность свиты 143 - 316 м.

Бледно-розовая свита (N₁msg₂)

Эти отложения отличаются от нижележащих, более тусклой и розовато-бурой, коричневато-бурой и бурой окраской, а также большой глинистостью. В общих чертах разрез представлен, чередованием песчаников, алевролитов, глин, реже гравелитами. Мощность свиты колеблется от 728 м до 930 м. суммарная мощность миоценовых пород составляет 890 - 1218 м.

Плиоценовый ярус (N₂)

Бактрийская серия (N₂bct₂)

В толще бактрийских отложений удаётся отметить закономерность изменения строения по разрезу и площади.

Нижняя часть слагается линзовидно-переслаивающимися песчаниками, разнозернистыми, алевролитами и глинами бурой, желтовато-бурой и палевой окраски. Мощность отложений 600-800 м.

В верхней части чередуются конгломераты, гравелиты, песчаники и алевролиты, изредка встречаются глины. Породы окрашены в те же цвета, что и ниже лежащие, но тона здесь более блеклые. Мощность этой части от 400 до 900 м. суммарная мощность плиоцена 1174-1600 м. общая суммарность неогена составляет 2300-2700 м.

Четвертичная система (Q)

Древнечетвертичные отложения (Q₁)

Сохская свита (Q₁sh)

На некоторых участках с размывом на верхнюю часть Бактрия ложатся слабоцементированные гравелиты, галечники, конгломераты и песчаники серого и бурого цвета, мощностью до 250 м. согласно существующим представлениям они считаются древнечетвертичными.

Четвертичные отложения не расчленённые (Q)

К этим отложениям отнесены элювиальные, делювиальные и плювиальные отложения, развитые по руслам современных саев и оврагов. Мощность их достигает 65 м.

Тектоника

Карагачинское месторождение в тектоническом отношении приурочено к западной окраине Каратау - Гузанской антиклинальной зоны, которая расположена, в пределах западной части Южной ступени.

Каратау - Гузанская антиклинальная зона представляет собой крупную положительную складку с пологим северным и крутым Южным крылом, которое на большом протяжении осложнено разрывным нарушением. В пределах зоны с запада на восток выделяются следующие антиклинальные складки: Карагачинская, Ташраватская, Айзарская и др.

На поверхности, Карагачинская площадь сложена четвертичными отложениями; (верхнее-бактрийскими и сохскими).

Описываемая складка была выявлена М.Е. Воскобайниковым. в 1946 г. который проводил на площади геологическую съёмку масштаба 1:50000 и предложил её под глубокое бурение.

Для уточнения глубинного строения данного района в 1974 г. А.Ф.Безукладниковой были проведены сейсморазведочные работы. Согласно полученным данным, по опорному, отражающему, отождествленному с кровлей палеозойских отложений, Карагачинская складка, имеет субширотное простирание, размеры, которой по изогипсе - 2000 м. составляют: длинна 2,2 км, ширина 1,75 м, и высота 100 м.

Результаты структурного, поискового, разведочного и эксплуатационного бурения, а также промыслово-геофизические наблюдения и данные опробования, скважин позволили уточнить строение Карагачинской складки.

Отложения неогена и палеогена вскрыты на площади большинством скважин, а так как структурный план с глубиной практически не меняется, то описание складки даётся по кровле IVб продуктивного горизонта Ханабадских слоёв палеогеновых отложений. Из 22 пробуренных глубоких скважин кровлю продуктивного пласта вскрыло 17. По полученным данным и структурным построениям Карагачинская складка представляет собой многопольную (три) антиклиналь субширатного пространства асимметричного строения, с пологим северным (от 3 до 8) и более крутым южным(7-8⁰) крылами. Западная периклиналь складки, полагая 4-6⁰ и вытянутая, восточная более крутая, с углами падения пород 11-12⁰.

Карагачинская складка разделена на востоке от прилегающей к ней Тамчинской антиклинали, узким 200 метровым неглубоким прослоем.

Общие размеры Карагачинской складки по изогипсе, минус -1770 м. IVб горизонта составляют: длинна -4,5 км, ширина изменяется от 0,7 до 1,8 км, и высота 80 м.

2. Краткая геолого-геофизическая характеристика продуктивного горизонта и обоснование типа коллектора

Изучаемый горизонт литологически представлен песчано-глинистыми породами. Керновым материалам горизонт освещен слабо, проницаемые образцы представлены песчаниками мелкозернистыми, алевритисто-глинистыми. Глинистость в них по данным гранулометрического анализа, составляет 8-18 %. Непроницаемые и слабопроницаемые разности представлены глинами и глинистыми алевролитами.

Мощность горизонта изменяется от 4 до 9 м, по данным промысловой геофизики, в большинстве скважин горизонт опробован в скважинах. В скважинах № 8 и10 получена пластовая вода. Исходя из имеющейся информации, можно считать, что коллекторами являются глинистые песчаники, процент глинистости в которых не превышает некоторой пороговой величины - примерно 20%.

Дальнейшее увеличение глинистости, по-видимому, ведёт к значительному ухудшению коллекторских свойств пласта, либо к их полному исчезновению. Этим можно объяснить значительное сокращение мощности проницаемых материалов в ряде скважин: (4,5,9,13,14,17,25). По промыслово-геофизическим данным мощность коллектора изменяется от 0,4 -0,6 до 5-6 метров. Максимальная мощность отмечена в скважинах № (8,21,22,23).

На каротажных диаграммах проницаемые интервалы отмечаются отрицательными амплитудами ПС порядка 10-30 mV. Маломощные проницаемые прослои на диаграммах ПС почти не фиксируются, пониженными показаниями гаммаактивности. Диаметр скважин против проницаемых интервалов близок к номинальному, в отдельных случаях отмечается небольшой размыв стенок скважин. Сопротивление нефтенасыщенных пластов по данным электрических измерений составляет от нескольких единиц до 10. Вследствие преобладания мелких пор, удельное сопротивление нефтеносного и водоносного песчаника, отличается незначительно: в 2-6 раз.

Пористость по данным количественной обработки материалов НГК, ГК составляет 16 - 24 %.

Минерализация и удельное сопротивление пластовых вод

Наибольшее количество химических анализов проб пластовой воды IV^б горизонта выполнено в скважине №12. Пробы отбирались при переливе воды в следствии обводнения горизонта. Минерализация изменяется в незначительных пределах и в среднем составляет 52 г/л (прил.15). Пробы из других скважин имеют значительно меньшую минерализацию и, по видимому, не свободны от примеси механической воды, поэтому во внимание не принимались. Пластовые воды IV^б горизонта хлоркальциевого состава.

В виду отсутствия в изучаемом разрезе проницаемого пласта, чистого от примеси глин определения минерализации пластовой воды по диаграммам ПС не проводилось. Сведения о минерализации пластовой воды использовались для расчета ее сопротивления с учетом температуры пласта, равной 75^о С.

2.1 Нефтегазоносность

Нефтяное месторождение Карагачи приурочено Каратау-Гузанской антиклинальной зоне, но находящейся в западной части Южной ступени в пределах которой открыт целый ряд нефтяных месторождений. Это Тамчи, Бешкент-Тогап, Айритан, Сельрохо, Нефтеабад, Северный Сох, Чангара-Гольча и ряд других, из которых осуществляется добыча нефти в настоящее время.

Геологоразведочными работами было установлено, в пределах описываемой зоны на всех выявленных месторождениях промышленно нефтегазоносными являются отложения палеогена.

Непосредственно на Карагачинском месторождении нефтепроявления отсутствуют. Что объясняется глубиной залегания продуктивного горизонта.

В результате проведенных геологоразведочных работ на описываемом месторождении была выявлена нефтяная залежь, приуроченная к IV^б горизонту, залегающему, в нижней части риштан-исфара-ханабадских слоев палеогена, имеющих региональное распространение в пределах Ферганской впадины.

Впервые промышленная нефтеносность месторождения Карагачи была установлена в 1974 году при испытании IV^б горизонта, в скважине №7. Бурением последующих глубоких скважин залежь нефти была подготовлена к промышленному освоению.

По состоянию на 01.01.07 год на месторождении пробурено 37 глубоких скважин (№№ 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17 - структурные, структурно-поисковые и разведочные, №№ 20, 21, 22, 23, 24 - эксплуатационные) из которых 17 (№№ 4, 5, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 16, 17, 20, 21, 22, 23, 24 и 25) скрыли IV^б продуктивны горизонт. Скважины №№ 1, 2, 3,4, 5,6, 8, 9, 10, 11, 13, 14, 16 и 17 ликвидированы как выполнившие свое назначение и по геологическим причинам. В пробной эксплуатации находились скважины №№ 7, 12, 20, 21, 22, 23, 24 и 25 из которых №№ 7, 12, 20 и 21 переведены в контрольные, а №№ 22, 23, 24, 25 находятся в эксплуатации.

В мае 1974 года месторождение Карагачи было введено в опытно-промышленную эксплуатацию скважиной №7 со среднесуточным дебитом 21,6 тонн безводной нефти.

Оконтуривание выявленной залежи нефти произведено на основании данных опробования, опытно-промышленной эксплуатации и результатов промыслово-геофизических исследований.

Положение водонефтяного контакта по нижним дырам интервалов перфорации, из которых были получены притоки нефти с учетом данных промысловой геофизики.

Опробование всех интервалов перфорации в скважинах произведено снизу вверх следующим образом:

1. В процессе бурения испытателями пластов типа КИМ-146.

2. Колонны перфорированы кумулятивной и пулевой перфорацией ПК-103, ПКД4-105 по 10-20 отверстий на 1 погонный метр, ПВН по 8 отверстий на 1 погонный метр и ПКС-80, ПКС-150 по 15-20 отверстий на 1 погонный метр.

3. Последовательной сменой глинистого раствора на воду или нефть с дальнейшим снижением уровня, аэризацией.

Ниже приводится обоснование водонефтяного контакта продуктивного горизонта.

IV^б продуктивный горизонт риштанских слоев палеогена вскрыт в скважинах №№ 4, 5, 7, 8, 9, 10, 12, 13, 14, 16, 17, 20, 21, 22, 23, 24 и 25. Опробование горизонта произведено в 14 скважинах 26 объектами из которых 14 получили нефть (скважины №№ 4, 5, 7, 12, 13, 20, 21, 22, 23, 24 и 25), в двух объектах - нефть с водой (скважина №4), в 5 объектах - пластовую воду (скважины №№ 8, 10 и 16) и в 5 объектах - приток не был получен (скважины №№ 16, 17 и 25).

В скважине № 4 расположенной в свободной части центрального купола складки, IV^б горизонт был вскрыт на глубинах 2418-2427 м (абсолютные отметки минус 1693-1702). Опробованию подверглись V и IV^б горизонты совместно в интервале 2441-2431 и 2427-2417 м (абсолютные отметки минус 1715-1706 и 1702-1692 м) в результате чего был получен слабый приток воды с нефтью дебитом 0, 04 м³/сут. Было решено перестрелять интервал с целью интенсификации притока без установки цементного моста. Повторная перфорация произведена на глубине 2438-2431 и 2427-2417 м (абсолютные отметки минус 1713-1706 и 1702-1692 м) После замены глинистого раствора на воду и аэризации был получен приток воды с нефтью дебитом 0,18-0,2 м³/сут. Была отобрана проба воды на анализ, из которого видно, что это техническая, так как удельный вес воды составляет 1,001 г/см, а минерализация 1,5 г/л. Постепенно приток жидкости прекратился. Скважина №4 расположена гипсометрически выше скважин №№5 и 25, из которых были получены притоки нефти.

В скважине №5, пробуренной в сводовой части восточного купола, IV^б горизонт вскрыт на глубинах 2477-2484м (абсолютные отметки минус 1695-1702м). В процессе бурения при забое скважины 2476м (абсолютная отметка минус 1695м) в глинистом растворе наблюдалось выделение нефти. После окончания бурения скважина стала переливать глинистым раствором с нефтью дебитом порядка 1,5 м³/сут. Скважину ликвидировали без спуска колонны.

В скважине №7, пробуренной на северном крыле складки, продуктивный горизонт вскрыт на глубинах 2444-2450м (абсолютные отметки минус 1750-1756м). Последний цементный мост установлен на глубине 2485-2465м. Опробованию подвергались V и IV^б горизонты совместно в интервале 2462-2456м и2451-2445м (абсолютные отметки минус 1768-1762 и 1757-1751м), из которых был получен приток безводной нефти дебитом 31,5 м³/сут при 2-х мм штуцере.

8 мая 1974 года скважина №7 была переведена в опытно-промышленную эксплуатацию среднесуточным дебитом 21,6 т безводной нефти.

По мере эксплуатации скважины в продукции стала появляться вода и в июне 1976 года обводненность достигла 99%. Всего скважина проработала 548 суток. За это время из нее добыто 7924,95 т нефти 7049,1м³ воды и 49,06 тыс.м³ растворенного газа при газовом факторе 7м³/т. В июле 1976 года скважина №7 была переведена в контрольную. Быстрое обводнение скважины свидетельствует о близости водонефтяного контакта.

Скважина №8 пробурена на северном крыле складки. Продуктивный горизонт вскрыт в ней на глубине 2477-2486м (абсолютные отметки минус 1818-1827м). Последний цементный мост установлен на глубине 2498-2489м.

Испытание описываемого горизонта произведено в интервале 2487 - 2483 м. абсолютная отметка минус 1828 - 1824 м, из которого получен приток пластовой воды дебитом 220 м³/сут. Цементный мост был установлен с кровлей на глубине 2483 м и произведена перфорация в интервале 2483 - 2477 м (абсолютные отметки минус 1824 - 1818 м). В результате опробования был получен приток пластовой воды дебитом 520 м³/сут.

Получение воды из IVб-го горизонта доказывает на то, что скважина № 8 находится за контуром нефтеносности.

В скважине № 10 расположенный на северо-западной части складки IVб горизонт вскрыт на глубинах 2519 - 2824 м (абсолютные отметки минус 1847-1852). Последний цементный мост отделяющий V горизонт от IVб, установлен на глубине 2538-2525 м. 4б горизонт перфорирован в интервале 2523-2519 м (абсолютные отметки минус 1851-1847). В результате опробования был получен приток пластовой воды дебитом 28,8м³/сут. Пластовое давление составило 344 атм. Получение воды из описываемого горизонта указывает на то, что скважина №10 находится за контуром нефтеносности.

В скважине №12, расположенный в северной части центрального купола, продуктивный горизонт вскрыт на глубинах 2520 - 2527 м. (абсолютные отметки минус 1730-1737 м). Последний цементный мост, отделяющий IVб горизонт от нижележащего V, установлен на глубине 2566-2531 м. Перфорация продуктивного горизонта была произведена в интервале 2526-2520 м (абсолютные отметки минус1736-1730 м).

В результате опробования, после смены глинистого раствора на воду, появилась самоизлияние воды, с плёнками нефти, но через 7 часов работы скважины количество нефти в воде достигло, 50-60 % и вскоре скважина перешла на безводную нефть дебит, которого при самоизливе составил 118-120 м³/сут. Скважина №12 использовалась методом установившегося отборов на штуцере 4,5 мм, 6 мм, и 10 мм.

В июле 1975 г скважину №12 ввели в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом 47,3 т безводной нефти. В феврале 1980 г скважина работала со среднесуточным дебитом нефти 0,1 т, а обводнённость достигла 99%, в связи с чем скважину перевели в контрольную. С начала пробной эксплуатации скважина №12 проработала 1579 суток. За это время из неё добыто 37,5 тыс. тон нефти, 11,4 тыс,м³ воды и 226,5 тыс.м³ растворённого газа. Быстрое обводнение скважины указывает на близость водонефтяного контакта.

В скважинах № 9 и №14, расположенных в пределах западного купола, по заключению Кыргызской комплексной геофизической экспедиции, IVб горизонт отнесён к категории непродуктивный, и поэтому скважины были ликвидированы без спуска колонны.

В скважине №13, пробуренной на северо-восточном куполе, продуктивный горизонт вскрыт на глубинах 2490-2494 м. (абсолютные отметки минус 1737-1741 м). В процессе бурения испытатели пластов КИИ - 146, был исследован интервал 2530-2465 м, (абсолютные отметки минус 1777-1712 м), из которого был получен приток нефтяной эмульсии с глинистым раствором дебитом 240 м³/сут.

В скважине № 16, расположенной в северо-западной части складки, продуктивный горизонт вскрыт на глубинах 2553-2558 м, (абсолютные отметки минус 1817-1822 м). В процессе бурения испытателями пластов КИИ - 146 были исследованы 2 интервала: из первого на глубине 2581-2532 м (абсолютные отметки минус 1845-1796 м) получен фильтрат бурового раствора, из которого на глубине 2606-2538 (абсолютные отметки минус 1870-1802 м) - воды и фильтрат бурового раствора.

Перфорация IVб горизонта произведена в интервале 2558-2553 м (абсолютные отметки минус 1822-1817 м). После смены глинистого раствора на воду скважина стала переливать пластовой воды, дебит которой 80 м³/сут. пластовое давление составляет 310 атм. Скважина № 16 находится за контуром нефтеносности.

Скважина № 17 находится на юго-восточном куполе, продуктивный горизонт вскрыт на глубинах 2547-2553 м (абсолютные отметки минус 1726-1732 м). В процессе бурения испытатели пластов КИИ - 146 было исследовано три объекта: из первого в интервале 2573-2472 м (абсолютные отметки минус 1752-1651 м) приток не был получен. из второго в интервале 2633-2498 м (абсолютные отметки минус 1812-1677 м) получен фильтрат бурового раствора, из третьего в интервале 2593-2470м (абсолютные отметки минус 1772-1649 м) получен незначительный приток воды.

По данным промыслово-геофизических исследований в скважине №17, проведённых Кыргызской комплексной геофизической экспедицией, пласты IVб горизонты обладают невысокой эффективной пористостью и отнесены к категории непродуктивных. Скважина была ликвидирована без спуска эксплуатационной колонны и вскрытия пластов.

В скважине №20, (эксплуатационной), пробуренной в северо-западной части восточного купола, продуктивный горизонт вскрыт на глубинах 2504-2509 м (абсолютные отметки минус 1727-1732 м), IVб горизонт был вскрыт перфорацией в интервале 2512-1727 м, из которого была получена самоизливающая безводная нефть, дебитом 115 м³/сут. В январе 1978 года скважину ввели в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом нефти 7,5 т. В октябре 1980 г дебит нефти упал до 1,8 т/сут, а обводнённость скважины составила 10%. В связи с этим скважину перевели в контрольную. За время опытной эксплуатации скважина №20 проработала 907,8 суток, за это время из неё добыто 9,2 тыс.тон нефти, 0,15 тыс. м³ воды и 50,1 тыс.м³ растворенного газа.

Скважина № 21 (эксплуатационная) пробуренной в северной части центрального купола, продуктивный горизонт в ней вскрыт на глубинах 2369-2378 м (абсолютные отметки минус 1739-1748 м). Перфорация его произведена, в результате чего был получен приток самоизливающейся нефти без воды, дебитом 14,0 м3/сут. Через два месяца работы скважины приток нефти прекратился. Было решено перестрелять горизонт с целью возобновления притока. После повторной перфорации и промывки скважины из неё был получен приток безводной нефти дебитом 12,0 м³/сут при 4 мм штуцере.

В октябре 1977 г. скважина №21 была введена в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом безводной нефти 11,0 м³/сут. В феврале 1980 г. скважину перевели в контрольную, так как дебит нефти упал до 0,1 т/сутки, воды в скважине не наблюдалось. Скважина проработала 652,2 суток, за это время из неё добыто 2,0 тыс.тонн нефти и 5,8 тыс. м³ растворенного газа.

В скважине №22 (эксплуатационной) расположенный в восточном и центральном куполе IVб горизонт был вскрыт на глубинах 2549-2555 м. (абсолютные отметки минус 1739-1745 м). Перфорация произведена в интервале 2554-2549 м (абсолютные отметки минус 1744-1739 м), из которого после смены глинистого раствора на нефть, получен фонтан безводной нефти дебитом 80 м³/сут.

В апреле 1978 г. скважину ввели в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом нефти 25 т. На дату составляющего отчёта скважина работает со среднесуточным дебитом 3,2 т нефти, обводнённость составляет 78%. За 1292,8 суток из неё добыто 14,0 тыс.тонн нефти, 0,8 тыс. м³ воды и 98,2 тыс.м³ растворенного газа.

В скважине №23 (эксплуатационной) расположенной в западной части восточного купола, продуктивный горизонт вскрыт на глубине 2572-2579 м (абсолютные отметки минус 1737-1744). Горизонт перфорирован в интервале 2578-2572 м (абсолютные отметки минус1743-1737) из которого после вызова притока получена нефть с водой дебитом 4 м³/сут. вода удельного веса 1,029 г/см³ с минерализацией 23,8 г/л. Как указывалось выше, вода с такой минерализацией присуще V-й нижележащим горизонтам. Были произведены промыслово-геофизические исследования с целью определения места притока воды: дебитометрия, термометрия и ИНКМ. Установлено, что вода поступает из нижних горизонтов. С целью перекрытия их от IVб горизонта был установлен цементный мост в интервале 2601-2592 м. Произвели аэризацию, после чего был получен приток переливающей безводной нефти дебитом 3,6 м³/сут. Скважину в январе 1979 г. передали в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом 1,0 т. безводной нефти. В настоящее время скважина находится в эксплуатации с дебитом нефти 8,2 т/сут. при содержании воды 12%. Скважина проработала 10736 суток и из неё добыто 9,0 тыс.т нефти, 1,3 тыс.м³ воды и 43,2 тыс.м³ растворённого газа.

Скважина № 24 (эксплуатационной), расположена между центральным и восточным куполами.

Продуктивный горизонт в ней вскрыт на глубинах 2568-2574 м (абсолютные отметки минус 1742-1748 м) и перфорирован в интервале 2573-2560 м (абсолютные отметки минус1747-1772 м). После промывки, скважина стала переливать безводной нефтью дебитом 2,6 м³/сут. В январе 1979 г. введена в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом нефти 1,2 т. На дату составления отчёта скважина находится в эксплуатации со среднесуточным дебитом 11,6 т нефти, вода составляет 8%. Скважина проработала 1054,3 суток, за это время из неё добыто 9,4 т. нефти, 1,1 тыс.м³ воды и 46,2 тыс.м³ растворённого газа.

Скважина № 25 (эксплуатационной), расположена в своде центрального купола, IVб горизонт вскрыт на глубине 2525-2530 м (абсолютные отметки минус 1695-1700 м). Перфорация произведена в интервале 2534-2525 м. (абсолютные отметки минус 1704-1695 м), после замены глинистого раствора на воду и снижения уровня приток не был получен. Произвели повторную перфорацию в данном интервале и после вызова притока, скважина стала переливать безводной нефтью дебитом 0,35 м³/сут. В июле 1980 года скважину передали в повторную эксплуатацию со среднесуточным дебитом нефти 4,3 т. скважина №25 в настоящее время находится в эксплуатации, и проработала 532,3 суток и за это время из неё добыто 0,7 тыс.тонн нефти, 2,1 м³ воды и 5,1 тыс.м³ растворенного газа. Обводненность скважины составляет 3%.

Анализ результатов опробования скважин, промысловой геофизики и пробной эксплуатации позволяют определить положение водонефтяного контакта в IVб горизонте. Самые нижние дыры интервала перфорации, из которого была получена безводная нефть, находятся в скважине №7 на абсолютных отметках минус 1757-1751 м.

Однако, по промыслово-геофизическим данным, в скважине №7 подошва последнего проницаемого нефтенасыщенного прослоя находится на глубине 2448 м. (абсолютные отметки минус 1754 м). Следовательно, самые нижние дыры, из которых получена нефть, находится на абсолютной отметке минус 1754 м. Верхние дыры из которых была получена пластовая вода IVб горизонта, находятся в скважине №16 и в скважине №8 на абсолютных отметках минус 1818-1824 м.

Приняв положение водонефтяного контакта на абсолютной отметке минус 1754 м, мы не противоречим данным, полученным в результате опробования скважин. Следовательно, скважины № 4,5,7,12,13,20,21,22,23,24, и 25 давшие нефть из IVб горизонта, находятся в контуре нефтеносности, а скважины №8,9,10,14 и 16 находятся за его пределами, так как дали пластовую воду.

Таким образом, в результате проведения анализа бурения и опробования скважин промысловой геофизики, пробной эксплуатации и геологических построений, было установлено, что внешний первоначальный контур, нефтеносности проходит по абсолютной отметке минус1754 м и имеет горизонтальное залегание.

Внутренний контур нефтеносности, определен в результате структурных построений на абсолютной отметке минус 1745 м.

Залежь нефти IVб горизонта, относится к пластово-сводовому типу, подпираемая пластовыми водами, и имеет следующие размеры: длину - 2,8 км, ширину в среднем 1,3 км, высоту 64 м. Площадь нефтеносности, замеренная планиметром №4352 по внешнему контуру, составляет 342 га.

За период опытно-промышленной эксплуатации залежи нефти IVб горизонта, наблюдается изменение пластового давления. С 1973 года по 1978 г. пластовое давление упало на 46 атм. Изменение пластового давление можно увидеть на графике, откуда видно, что начальное пластовое давление в среднем составляло 336 атм., а конечная 290 атм.

Газовый фактор по состоянию на 01.01.82. равен 7 м³/сут. Давление насыщения нефти газом варьирует в пределах 5-9 кг/см². Пластовая температура не превышает 75⁰С. Обводненность залежи составляет на01.01.82. 19,5%. На основании вышеперечисленных данных режим залежи определяется как водонапорный.

Кроме выше описанного IVб продуктивного горизонта в пределах месторождения Карагачи, опробованию подверглись и другие объекты в отложениях неогена, палеогена, палеозоя, описание которых снизу вверх.

Отложения палеозоя были вскрыты 9-ю скважинами № 4,5,8,9,10,13,14,15,16,17, но опробованы в 4-х скважинах (№ 4,8,10 и 13) шестью объектами, из которых в четырех совместно с VIII горизонтом (бухарские слои). Из всех опробованных интервалов были получены притоки пластовой воды, дебиты которых изменяются от 0,3 до 580,0 м³/сут.

Осадки бухарских слоев палеогены были опробованы в скважинах №4,8,9,13,16 и 17 девятью объектами, из которых в 3-х совместно с отложениями палеозоя и в 3-х совместно с VII горизонтом (алайские слои). Опробование велось как во время бурения испытателем пластов КИИ - 146, так и путём перфорации.

Во всех случаях, кроме скважины № 17, из которой приток не был получен (фильтрат бурового раствора), были получены притоки пластовой воды, дебит которых изменялся от 8,4 до 580,0 м³/сутки.

Сузакские слои палеоген опробованы в скважинах № 4,10,16 и 17 шестью объектами совместно с отложениями палеозоя, бухарских и алайских слоёв. Испытание велось как во время бурения, так и путём перфорации.

Во всех были получены притоки воды, дебиты которых составляли от 0,3 до 240,0 м³/сутки, только из скважины №17 приток не был получен.

Алайские слои (VII горизонт) были исследованы в скважинах № 4,8,9,10,13,14,16 и 17 четырнадцатью объектами, из которых в десяти получены притоки пластовой воды дебитом от 0,08 до 240,0 м³/сутки, а из4-х объектов №13,14,16 и 17 притоки не были получены. Опробование велось как во время бурения (пластоиспытателями), так и после него (перфорацией), в ряде случаев совместно с другими частями разреза.

Туркестанские слои палеогена опробовались в скважинах №7,8,9,10,13,16 и 17 10-ю объектами. В скважинах №7,8 были получены слабые притоки воды дебитом 0,15 м³/сутки, а в скважинах № 9,10,16 и 17 притоки не получены.

В скважине № 13 описываемые слои были исследованы во время бурения пластоиспытателем КИИ - 146 совместно с IVб горизонтом в результате чего была полученв нефтяная эмульсия с глинистым раствором дебитом 240,0 м³/сутки. По плану мнению, нефть поступала из IVб горизонта, описанного выше.

V горизонт туркестанских слоёв палеогена был вскрыт 17-ю скважинами (№4,5,7,8,9,10,12,13,14,16,17,20,21,22,23,24 и 25), и опробованы 16 объектами в скважинах № 4,7,8,10,12,13,16 и 17. В скважинах № 8,10,12,16 были получены притоки пластовой воды дебитом от 0,04 до 140 м³/сут. В скважине №17 приток не был получен.

Сумсаркие слои палеогена опробованы в скважинах № 4,8,9,13,16 и 17, двенадцатью объектами. В основном совместно, с нижележащими горизонтами, и только в скважине №16 они были опробованы раздельно, в результате чего был получен приток пластовой воды, дебитом 10 м³/сут. В скважинах № 4,8 и 17 притоки не получены, а из скважины № 9, при совместном испытании с неогеновыми осадками, получена вода, дебитом 0,7 м³/сут. В скважине № 13 сумсаркие слои опробованы совместно с IVа горизонтом, в результате чего была получена вода дебитом 2,0 м³/сут.

Отложения неогена были опробованы в своей нижней части, т.е осадки кирпично-красной свиты в скважинах № 8,9,13,17 пятью объектами. В скважинах №8,12 и 17 притоки не были получены, а в скважине №9 получен приток пластовой воды дебитом 0,7 м³/сут.

Таким образом, анализ материалов глубокого бурения, результатов испытания скважин, пробной эксплуатации, промыслово-геофизических исследований и геологических построений позволяет сделать следующие выводы:

I - В пределах Карагачинской складки, обнаружена в IVб горизонте, Риштанких слоёв палеогена, приуроченной к центральной её части и относящаяся, пластово-сводовому типу.

II - Первоначальное положение водонефтяного контакта, определена по данным опробования скважин, пробной эксплуатации, геологических построений и принято горизонтальным.

III - Анализ опробования горизонтов показывает, что в большинстве случаев, появление нефти достигается после неоднократных перестрелов и аэризаций. Это свидетельствует о том, что пласты, слагающие продуктивный горизонт как, правило, заглинизированы глинистым раствором.

IV - опробование всех остальных частей разреза(палеозоя, палеогена и неогена) показало, что они являются в основном водоносными, а получение незначительных притоков нефти связано со следующими факторами:

а - при совместном испытании с предыдущим горизонтом;

б - не установкой цементных мостов, отделяющих их от продуктивного горизонта;

в - связанные с незначительными локальными скоплениями нефти, что подтверждает слабыми притоками и присутствии воды.

2.2 Гидрогеологическая характеристика месторождения

В пределах Карагачинской структуры выделяется несколько водонапорных комплексов.

На контакте палеозойского фундамента и палеогена вскрыт высокодебитный, высоконапорный пласт, насыщенный относительно слабо минерализованными пластовыми водами. Избыточное давлении на устье составляет 35-40 атмосфер. Дебиты колеблются от 200 до 500 м³/сут. Пластовое давление на глубине 2400-2500 м составляет 270-290 атм. Пьезометрические напоры порядка 1100-1200 м. Выше по разрезу пьезометрические напоры падают.

Наиболее достоверная информация по геонно-солевому составу пластовых вод, получена по III, IV горизонтам палеогеновых отложений. Вода на исследование из этих горизонтов была отобрана из переливающих скважин, а так же при эксплуатации скважин. Гидрохимическая характеристика вод нефтеносного IVб горизонта Ханабад-исфара-риштанских слоёв палеогена базируются на 14-ти представительных пробах воды из 6-ти скважин (4,12,13,16,20,23).

Общая минерализация пластовых вод IVб горизонта колеблется в пределах 28,0-543 г/л. В скважине №4 из данного горизонта была отобрана техническая вода с минерализацией, соответственно 23,07 и 23,8 г/л из нижележащих горизонтов. Воды относятся к среднеминерализованным, плотность которых составляет 1,02-1,04 г/см³. воды хлоркальциевого типа, хлоридной группы, подгруппы натриевых вод. Основная масса ионов представлена хлором 17,0-32,2 г/л и щелочными металлами: натрием и кальцием 8,7-14,8 г/л и магния до 1,5 г/л.

После хлора сравнительно заметную роль играют сульфат ионы (824-1575 мг/л) и гидрокарбонат ионы (обычно 634-793 мг/л). Аммоний определяется в скважинах 8,12 и 20, количество его варьирует от 20,0 до 62,5 мг/л. Определение йода в этих же скважинах в количестве 23,3 до 48,5 мг/л. отвечает его промышленным кондициям (более 10 мг/л при совместном присутствии в водах с бромом) и при значительных ресурсах воды может быть рекомендован к его извлечению. Концентрация брома колеблется от 0,6 до 152,6 мг/л и не отвечает промышленным кондициям (боле 200 мг/л бора). Содержание последнего в виде НБО₂ варьирует в пределах 376,8 до 578,4 мг/л.

Минерализация пластовых вод III горизонта, отобранных при переливе из скважин № 9,16 и 17, более равномерная и равна 31-36 г/л, вода относится к хлоркальциевому типу, следующего химического состава; удельный вес 1,02-1,03 г/см³, содержание ионов хлора 19,1-21,6 г/л, сульфат ионов 0,6-1,0 г/л. Из катионов преобладают щелочные металлы натрий и калий, содержание которых колеблется от 7,4 до 11,0 г/л. Из микрокомпонентов определены аммоний и бор. Содержание аммония достигает до 50 мг/л, борной кислоты 43,8-359,3 мг/л.

Пластовые воды нижележащих V, VII, VIII горизонтов, палеогеновых отложений, а также отложений палеозоя чаще отбирались при промывке скважины и имеют низкую минерализацию, не превышающую 23,8 г/л (чаще 8-10 г/л). При этих условиях отбора не исключена возможность разбавления пластовых вод технической водой, а следовательно, к этим пробам следует относиться критически.

Следует отметить, что выше по разрезу пьезометрические напоры падают, достигая +960 - +990 м. Пластовые воды высокодебитные (25-30 м³/сут). Пластовое давление 200-210 атм.

Неогеновый комплекс в нижней части (массагетская серия) опробован в нескольких скважинах. Как правило, дебиты из этих отложений низкие (2-6 м³/сут). Пластовые давления превышают гидростатических на 8-10 атмосфер, а пьезометрические напоры находятся в пределах +690 - +700 м. Воды относятся к хлормагниевому типу затруднённого водообмена, который способствует сохранению залежей углеводородов.

Выше по разрезу в нижней части бактрийской серии воды относятся к хлоркальциевому типу с минерализацией до 10 г/л. В верхней части разреза на глубине 120-250 м бактрийский водоносный комплекс характеризуется малодебитностью (2-4 м³/сут), минерализацией вод до 4-5 г/л, тип вод сульфатно-натриевый.

К четвертичным аллювиально-пролювиальным отложениям приурочен ещё один водонапорный комплекс. Это в основном, грунтовые безнапорные воды сульфатно-натриевого типа с минерализацией 0,5-0,8 г/л.

Основываясь на приведённых фактах, можно сделать вывод, что промытость пластов коллекторов уменьшается вверх по разрезу. Этим в частности, можно объяснить отсутствие залежей в алайских и бухарских слоях палеогена.

Необходимо отметить, что иодисто-бромистые воды, связанные с нефтяными месторождениями Ферганской впадины, часто применяется для лечения различных заболеваний. В связи с чем на месторождении Карагачи необходимо рекомендовать возможность использования этих вод в лечебных целях, что позволит здесь создать курортную зону.

Кроме того, как было отмечено выше содержание иона, брома, и бора в скважине №8 отвечает промышленным кондициям; J - 43.6, Вс - 152,6, НВО₃394,9. При дебите воды в скважине №8 200-520 м³/сут. можно получать только в скважине №8 йода от 9,7 до 25 кг, брома от 30 до 75 кг, и борной кислоты от 73 до 200 кг. в сутки.

В связи с изложенным необходимо привести тщательные анализы пластовых вод на содержании их микрокомпонентов в других скважинах и определить возможность их дальнейшего использования.

3. Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивного горизонта. Освещённость разреза керном и анализами, виды, объём и методика лабораторных исследований

На месторождении Карагачи выявленная залежь нефти приурочена к IVб горизонту риштанских слоёв палеогена.

Физико-литологическая характеристика продуктивного горизонта изучалась комплексно на основании анализов керна с использованием материалов промыслово-геофизических исследований, по результатам опробования, гидродинамических исследований и пробной эксплуатации скважин.

Керновый материал отбирался из разведочных и эксплуатационных скважин. Промыслово-геофизические исследования основаны на стандартно-каротажных методах; КС, ПС, ГК, НГК, БКЗ, микрозондирование. Анализы кернового материала определение пористости открытой и полной газопроницаемости, растворимости, люминихимические анализы проведены в Коканде комплексной лаборатории института «Средаз НИПИ нефть».

Исследования керна произведены стандартными методами, пористость определялась методом насыщения, газопроницаемость на аппарате ГК - 2.

За весь период разведки месторождения с 1966 по 1979 г. для изучения литологии разреза и коллекторских свойств продуктивных ограничений проходкой, пройдено 873,7 м. Линейный вынос керна по скважинам равен 415,9 м, что составляет 47,6 % к ограниченной проходке. Проходка с отбором керна в интервалах охватывающих продуктивный горизонт в скважинах №10,12,13,16,17,20,22,23 составила 99,5 м, линейный вынос керна - 38,2 м, что составляет 37,4 %.

3.1 Литолого-петрографическая характеристика продуктивного горизонта

...