ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ РАЗВЕДКЕ, ЭКСПЛУАТАЦИИ И ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА
Литолого-стратиграфические и седиментационно-тектониче- ские исследования геологического строения регионов и месторождений нефти и газа являются составной частью поисков и разведки новых территорий, а также разработки продуктивных залежей и добычи нефти и газа. Литолого- стратиграфические характеристики горных пород лежат в основе оценки перспектив нефтегазоносности и емкостных свойств вмещающих пород и их продуктивных параметров, а также обоснования объемов добычи и прогноза фазового состояния углеводородов для обоснования направления их переработки. Ниже приводится необходимый объем геологических материалов, получаемых при промысловых исследованиях.
СЕДИМЕНТАЦИОННО ТЕКТОНИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Геолого-геофизические и геохимические исследования нефтегазоносных бассейнов подтверждают, что закономерности формирования и размещения в них нефтяных и газовых месторождений в значительной степени обусловливаются структурно-тектоническими и литолого-фациальными условиями геологических разрезов этих бассейнов. Поэтому для воссоздания условий формирования месторождений нефти и газа целесообразно обосновывать синергетическую модель осадочно-тектонического строения Прикаспийской впадины.
В геологическом строении Прикаспийской впадины принимают участие региональные и генетически самостоятельные по строению и палеоисториче- скому развитию литолого-тектонические этажи: кристаллический фундамент, подсолевой карбонатно-терригенный этаж, соленосный сульфатно-галогенный, надсолевой преимущественно терригенный и покровный терригенный плащеобразный чехол.
Палеогеологические и геодинамические условия формирования Прикаспийского осадочного бассейна определяют масштабы его нефтегазоносности и объем накопления пород — генераторов нефти и газа, а также условия сохранности УВ. Прикаспийская впадина как осадочный бассейн обладает уникальными возможностями нефтегазоносности.
Прикаспийская впадина формировалась в юго-восточной краевой наиболее мобильной части Европейской платформы, рассеченной рифтовыми зонами на ряд крупных блоков.
Накануне акчагыльского века произошло погружение под уровень моря значительной территории впадины, простирающейся к северу от современного Каспийского моря. Более определенно о характере границ молодых опусканий показывал П. А. Православлев в 1930 г., рассматривая ее как обширный грабен, ограниченный на западе Ергенями и правым берегом Волги, на севере — Общим сыртом и на востоке — Приуральским плато (предгорья Южного Урала). Грабен, в свою очередь, разбит разломами и сбросами, которые формируют возвышенности в виде островных выходов палеозойских и мезозойских пород на дневную поверхность (Богдо, Баскунчак, Эльто, Индер, Чапчачи, Бисчохо идр.).
Особенности геологического развития Прикаспийского бассейна оказали большое влияние на условия генерации, миграции и аккумуляции УВ в его пределах, для которых, несомненно, особо благоприятным был миогеосинкли- нально-перикратонный этап развития, когда и краевая часть платформы, и обрамляющие ее с востока и юга миогеосинклинали принадлежали единому крупнейшему ареалу прогибания земной коры. В это время огромные массы пород, обогащенных ОВ, прошли в миогеосинклиналях главную зону нефтега- зообразования. На пути мигрировавших УВ из Уральской и Донбасско-Промы- словской миогеосинклиналей в сторону платформы находились структурные ловушки в виде Калмыцкого, Астраханского, Гурьевского, Жаркамысского, Темирского и других сводов. Выявленные в настоящее время залежи в привершинных частях этих сводов под первой сверху региональной кунгурско-артин- ской покрышкой заполнены углеводородами более поздней генерации. Однако под более нижними покрышками залежи в отложениях нижнего карбона и верхнего девона могли сформироваться и на ранних этапах миграции УВ не только за счет прилегающих районов Прикаспийской впадины, но и за счет миогеосинклиналей.
Сравнительная характеристика месторождений Прикаспийской впадины с обширными зонами развития в их геологических разрезах терригенных и карбонатных толщ свидетельствует о преобладании объемов карбонатных пород, имеющих лучшие емкостные и фильтрационные свойства, как по количественным параметрам, так и по степени выдержанности их по площади. Занимая значительную часть геологического разреза Прикаспийской впадины, карбонатные палеозойские комплексы сконцентрировали в себе промышленные запасы нефти, газа и конденсата, значительно превышающие выявленные запасы в терригенном надсолевом этаже. Месторождения, приуроченные к терри- генным комплексам, характеризуются изменчивостью продуктивности по площади, а также невысокими значениями промысловых параметров.
Отличительной особенностью нефтегазоносности Прикаспийской впадины является то, что во всех известных НГБ земного шара крупнейшие скопления УВ распределены в подавляющем большинстве на глубине 1-3 км, в то время как в Прикаспийской впадине они были открыты в подсолевых отложениях палеозоя на глубине более 3 км. Сравнение данных по степени изученности глубины более 5 км в бассейнах древних платформ показывает, что наименее изученной в этом плане остается Прикаспийская впадина (табл. 1.1). В ее бортовых зонах приходится 0,2 скважины на 1 км2, в то время как наиболее изученными в этом плане на сегодня остаются Пермский и западный внутренний НГБ Северо-Американской платформы (40-65 скв/км2), где на глубине 6 км залежи нефти обычно отсутствуют. Прикаспийская впадина относится к сложно построенным объектам прогноза.
В Астраханской и Южно-Эмбенской нефтегазоносных областях большинство месторождений нефти и газа приурочено к надсолевому комплексу пород (триас, юра, мел). В подсолевых отложениях открыты единичные месторождения в пределах Оренбургского, Приморского и Астраханского сводов. Однако запасы УВ только двух из них — Тенгизского (нефть) и Астраханского (газоконденсат) — кратно превосходят суммарные запасы всех остальных месторождений региона. С открытием в 1976-1979 гг. указанных уникальных месторождений подсолевые отложения на долгие годы стали главным направлением ГРР в этом регионе. Последнее крупное открытие (2000) на этом направлении — месторождение Кашаган в Каспийском море в пределах Приморского свода, которое, по предварительным оценкам, не уступает по запасам месторождению Тенгиз.
В составе Астраханской нефтегазоносной области на нефть продуктивны байосские отложения (Бешкульское и Верблюжье месторождения) и нижнетриасовые (индские) отложения (Юртовское месторождение), на газоконденсат — подсолевые башкирские отложения (Астраханское, Еленовское месторождения).
Таблица 1.1
Изученность глубин более 5 км нефтегазоносных бассейнов древних платформ
|
Нефтегазоносный бассейн |
Площадь перспективных земель, тыс. км2 |
Количество скважин |
Изученность бурением, скв/км2 |
|
|
общая |
в том числе по изогипсе, 5 км |
|||
|
Восточно- Европейская платформа |
||||
|
Тимаио-Печорский |
350 |
157 |
42 |
0,27 |
|
Волго-У ральский |
775 |
134 |
58 |
0,43 |
|
Днепровско-Донецкий |
100 |
34 |
340 |
10 |
|
1 Трикаспийский |
500 |
500 |
87 |
0,17 |
|
Восточно-Сибирская платформа |
||||
|
Лено-Тунгусский |
2620 |
876 |
2 |
0,002 |
|
Енисейско-Лаптевский |
610 |
327 |
2 |
0,006 |
|
Северо-Американская платформа |
||||
|
Пермский |
370 |
23 |
1500 |
65,2 |
|
Западный внутренний |
734 |
31 |
1200 |
40,3 |
В пределах северного и северо-восточного обрамления Астраханского свода отмечались нефтегазопроявления при прохождении подсолевых отложений карбона в процессе бурения скважин на площадях Георгиевской, Харабалин- ской, Еленовской, Табаковской и др. (табл. 1.2).
На Володарском поднятии скважиной глубиной 5974 м вскрыт подсолевой верхнедевонско-каменноугольный разрез, представленный преимущественно карбонатными породами. Верхняя часть разреза (4168-4345 м) сложена известняками башкирского яруса. В интервале 4345-5450 м вскрыты нижнекаменноугольные отложения, представленные главным образом карбонатными породами с прослоями кремнисто-карбонатных. Для известняков характерно наличие пор и мелких каверн выщелачивания, соединенных микротрещинами, а также развитие стилолитовых швов. Толщина нижнекаменноугольных отложений составляет 1115 м. Отложения верхнего девона вскрыты с глубины 5450 м и до забоя скважины. Они представлены доломитизированными известняками. В самой нижней части разреза (последние три метра) отложения представлены алевролитами и аргиллитами. По характеру распределения битуми- нозности в изученной части разреза выделяется ряд интервалов с признаками нефтеносности пород: 4380-4640,4700-5310, 5330-5450 м.
По данным промыслово-геофизических исследований и бурения, в отложениях нижнего карбона (4710-4855 м) и девона (5535-5623 и 5817-5971 м) выделяются три нефтегазоносные пачки, при вскрытии которых отмечались повышенные газопоказания и нефтепроявления в виде пленок нефти в буровом растворе. При забое 5961 м произошел выброс разгазированного бурового раствора. В течение одного часа приток нефти плотностью 861 кг/м3 составил около 20 м3. Володарское поднятие было закартировано по отражающему горизонту И-П (нижняя часть верхнего девона). Размеры поднятия составили 60x25 км при амплитуде - 300 м на глубине 5900-6200 м.
На Харабалинской площади в скважине 1 из интервала 4842-4712 м алек- синских отложений получены слабые притоки газа. При испытании отложений в интервале 4698-4684 м получен приток водогазонефтяной эмульсии дебитами 100-350 л/сут, газа— 1500м3/сут. Нефть парафинистая, малосернистая с низким выходом легких фракций и высокой температурой застывания. Из интервала 4635-4610 м получен приток нефти дебитом 200 л/сут, а из интервала 4660-4650 м небольшое количество газонефтяной эмульсии.
На Еленовской площади в скважине 2 при испытании пластоиспытателем на трубах интервала 4040-4180 м (башкирские отложения) получен газ промышленного значения дебитом 154 тыс. м3/с, при испытании интервала 4272- 4257 м в колонне получены притоки воды с газом. Градиент пластового давления — 1,55, пластовое давление на глубине 4180 м составило 64,9 МПа.
На Георгиевской площади скважина 1 находится в центре выявленной аномалии сейсмической записи, ассоциируемой с улучшенными коллекторскими свойствами и повышенной трещиноватостью. Скважиной вскрыты карбонатные отложения башкирского яруса, характеризующиеся трещиноватостью и пористостью (в отдельных пропластках — до 9,5%) по сравнению с одновозрастными разрезами на соседних площадях.
Несмотря на отсутствие благоприятных структурных условий, в скважине 1 при опробовании северо-кельтменских отложений в интервале 4992-4946 м получен пульсирующий приток воды с нефтью и газом дебитом жидкости 0,4- 1,2 м3/сут. Пластовое давление составляет 65,6 МПа, пластовая температура — 116°С. Нефть имеет следующие характеристики: плотность — 823 кг/м; температура застывания--31°С; содержание общей серы — до 0,58 % масс., содержание парафина — до 8,8 % масс. Выход продукции в интервалах бензиновых фракций (62-180°С) составляет 36,01 %масс., керосиново-соляровых (180- 350°С) — до 32,53 %масс., высококииящих (более 350°С) — 25 %масс.
В скважине 2, вскрывшей отложения среднего карбона на 60 м выше, чем в скважине 1, признаки нефти отмечены лишь в керне из интервалов 4821-4830, 5001-5016,5029-5043 и 5062-5072 м.
По степени катагенного преобразования известняки карбона астраханских скважин преобразованы до стадии МК3, а южно-астраханских — на стадию выше (МК4). Однако коллекторами в зоне МК4 становятся только известняки. Доломиты и доломитизированные известняки остаются коллекторами порово- го типа и в зоне МК4 (табл. 1.3, 1.4). Об этом свидетельствуют данные по месторождениям нефти Восточного Предкавказья. Коллекторами нефти на этих месторождениях являются доломиты и доломитизированные известняки нефте- кумской свиты. Их пористость достигает 18%, проницаемость — 300-КГ15 м2. Отложения нефтекумской свиты в Восточном Предкавказье залегают под глинистой пачкой нижнетриасового возраста, отражательная способность витри- нитаиз которой на Солончаковой площади равна 1,12%, на Кумской — 1,22%. Таким образом, важнейшим процессом в литогенезе, который улучшает коллекторские свойства карбонатных пород, является их доломитизация, особенно эффективно происходящая в условиях катагенеза. Процесс доломитизации приводит к увеличению пористости и проницаемости коллекторов. Особое значение катагенетическая доломитизация имеет в рифогенных отложениях.
Отсутствие пород-коллекторов в карбонатных толщах объясняется шельфовым (слоистым), а не рифогенным характером карбонатных образований, слабым проявлением в них процессов вторичного выщелачивания, интенсивным и частым заполнением порового пространства аутигенными минералами (кальцитом, халцедоном и кварцем), вторичный кальцит полностью заполняет поры и поровые каналы в биогермных известняках. Для этих отложений характерна сильная перекристаллизация и доломитизация. Значительная эпигенетическая преобразованность коллекторов является особенностью карбонатных отложений каменноугольного возраста. Она выражается в заполнении первичных пор и пор выщелачивания вторичными минералами, в основном кальцитом, реже кремнистыми образованиями и твердыми битумами и приводит к значительному ухудшению первичных ФЕС пород.
На площадях Ашунской и Краснохудукской из отложений нижнего и среднего карбона получены притоки углеводородного газа (табл. 1.3), что указывает на вскрытие нижней генетической зоны кислых газов. В УВГ отношение этана к пропану в подавляющем случае высокое и указывает также на вскрытие в отложениях карбона нижней газовой генетической зоны УВГ. Обычно для нефтяных скоплений это соотношение изменяется в пределах 0,5-1,3, для газоконденсатных — выше 2,0.
Промышленные притоки газа и конденсата получены в пограничной зоне (Воложковская, Долгожданная и другие площади). Тяжелая высокосернистая
|
Наименование площадей |
№ СКВ. |
Интервал опробования |
Возраст пород |
Компонентный |
||||
|
CHi |
СгНв |
CjH8 |
iC.Hio |
|||||
|
Ашунская |
1 |
3273-3278 |
Civ |
— |
— |
— |
— |
|
|
Ашунская |
2 |
3373-3425 |
Civ |
78,32 |
— |
— |
— |
|
|
Краснохудукекая |
1 |
3324-3370 |
С2в |
2,18 |
0,1 |
0,01 |
0,11 |
|
|
Краснохудукская |
1 |
3375-3425 |
Cisr |
4,28 |
16,5 |
— |
— |
|
|
Краснохудукекая |
1 |
4151-4268 |
Civ |
29,22 |
— |
— |
— |
|
|
Краснохудукская |
1 |
4178-4184 |
Civ |
13,83 |
21,5 |
— |
— |
|
|
Николаевская |
200 |
4170-4220 |
С2в |
59,91 |
2,33 |
0,28 |
0,09 |
|
|
Николаевская |
200 |
4220-4248 |
С, |
13,33 |
0,01 |
— |
— |
|
|
Николаевская |
200 |
4428-4444 |
С, |
46,63 |
4,09 |
0,35 |
0,1 |
|
|
Николаевская |
200 |
4308-4315 |
С, |
48,81 |
0,74 |
0,27 |
следы |
|
|
Николаевская |
200 |
4623-4647 |
С, |
16,46 |
1,86 |
— |
— |
|
|
Смушковская |
3 |
2842-2922 |
С2т |
56,63 |
0,61 |
0,04 |
0,01 |
|
|
Смушковская |
3 |
2878-2884 |
С2т |
83,15 |
1,91 |
0,19 |
0,01 |
|
|
Смушковская |
3 |
2950-3016 |
С2т |
82,09 |
5,66 |
0,25 |
0,05 |
|
|
Смушковская |
3 |
3571-3580 |
CuBi |
29,43 |
13,96 |
2,60 |
— |
|
|
Смушковская |
3 |
3571-3580 |
C2bi |
30,00 |
15,16 |
3,29 |
— |
|
|
Воложковская |
1 |
3839-3874 |
PlK |
81,93 |
7,68 |
— |
— |
|
|
Высоковская |
1 |
1977-2171 |
PlK |
46,37 |
1,88 |
— |
— |
|
|
Высоковская |
1 |
2090-2142 |
PlK |
0,82 |
0,51 |
0,62 |
0,73 |
|
|
Высоковская |
2 |
3455-3485 |
Piar-s |
85,18 |
5,61 |
3,77 |
0,17 |
|
|
Высоковская |
2 |
3455-3485 |
Piar-s |
79,93 |
6,25 |
5,46 |
2,59 |
|
|
Высоковская |
2 |
3455-3485 |
Piar-s |
79,78 |
9,95 |
5,19 |
0,59 |
|
|
Джакуевская |
4 |
2890-2955 |
Piar-s |
— |
— |
— |
— |
|
|
Бешкульская |
17 |
2398-2570 |
Piar-s |
2,19 |
— |
— |
— |
|
|
Бешкульская |
17 |
2398-2570 |
Piar-s |
1,88 |
— |
— |
— |
|
|
Тинакская |
4 |
1710-1722 |
Piar-s |
13,5 |
— |
— |
— |
|
|
Безымянная |
1 |
5445-5500 |
C, |
1,06 |
0,14 |
0,05 |
0,1 |
|
|
Безымянная |
1 |
4385-4312 |
C2b |
10,25 |
0,25 |
0,12 |
0,05 |
|
|
Безымянная |
1 |
4312-4385 |
C2b |
79,93 |
6,00 |
2,09 |
0,93 |
|
|
Безымянная |
1 |
4382-4385 |
C2b |
6,08 |
0,28 |
0,20 |
0,11 |
|
|
Безымянная |
1 |
5445-5500 |
Citl |
0,61 |
0,15 |
0,08 |
0,02 |
|
палеозойских отложений
|
состав газа, % |
|||||||||||
|
нС(Ню |
пСл |
!'Сб |
пСе |
N2 |
002 |
Н2 |
Не |
с2/с |
|||
|
— |
— |
— |
— |
— |
— |
82,77 |
— |
— |
— |
— |
|
|
— |
— |
— |
— |
— |
21,68 |
— |
— |
— |
— |
— |
|
|
0,02 |
0,05 |
— |
— |
— |
0,07 |
97,45 |
— |
— |
— |
— |
|
|
— |
— |
— |
— |
— |
0,68 |
78,54 |
— |
— |
— |
— |
|
|
— |
— |
— |
— |
— |
2.63 |
68,15 |
— |
— |
— |
— |
|
|
— |
— |
— |
— |
— |
2,29 |
62,38 |
— |
— |
— |
— |
|
|
0,13 |
0,12 |
0,06 |
0,05 |
0,07 |
4,47 |
16,69 |
15,73 |
0,03 |
0,04 |
8,3 |
|
|
— |
— |
— |
— |
— |
2,17 |
30,43 |
53,82 |
0,24 |
— |
— |
|
|
0,1 |
0,05 |
0,06 |
— |
— |
2,34 |
21,18 |
24,8 |
0,27 |
0,03 |
11,7 |
|
|
следы |
следы |
следы |
— |
— |
41,13 |
— |
— |
9,05 |
— |
2,7 |
|
|
— |
— |
— |
— |
— |
3,01 |
59.92 |
18,75 |
— |
— |
— |
|
|
0,03 |
0,13 |
— |
— |
— |
42,44 |
0,11 |
— |
— |
— |
15,3 |
|
|
0,06 |
— |
— |
— |
— |
13,33 |
1,38 |
— |
— |
— |
10,1 |
|
|
0,02 |
— |
— |
— |
— |
7,69 |
4,2 |
— |
— |
— |
22,6 |
|
|
— |
0,8 |
— |
— |
— |
4,85 |
27,37 |
14,36 |
— |
— |
5,4 |
|
|
— |
— |
— |
— |
— |
3,08 |
26,75 |
8,56 |
— |
— |
4,6 |
|
|
— |
— |
— |
— |
— |
6,0 |
4,39 |
— |
— |
— |
— |
|
|
— |
— |
— |
— |
— |
47,94 |
3,81 |
— |
— |
— |
— |
|
|
— |
0,65 |
— |
— |
— |
96,22 |
0,45 |
— |
— |
— |
0,8 |
|
|
0,48 |
0,13 |
— |
— |
— |
3,11 |
1,55 |
— |
— |
— |
— |
|
|
0,72 |
— |
— |
— |
— |
3,20 |
1,85 |
— |
— |
— |
1,1 |
|
|
1,82 |
— |
— |
— |
— |
1,92 |
0,75 |
— |
— |
— |
1,9 |
|
|
— |
— |
— |
— |
— |
99,56 |
0,44 |
— |
— |
— |
— |
|
|
— |
— |
— |
— |
— |
97,71 |
0,1 |
— |
— |
— |
— |
|
|
— |
— |
— |
— |
— |
97,72 |
0,4 |
— |
— |
— |
— |
|
|
— |
— |
— |
— |
— |
80,5 |
— |
— |
— |
— |
— |
|
|
0,1 |
0,1 |
од |
0,03 |
0,01 |
98,17 |
0,5 |
— |
— |
— |
2,8 |
|
|
0,12 |
0,07 |
0,07 |
0,05 |
0,03 |
88,61 |
0,28 |
— |
— |
— |
2,1 |
|
|
1,03 |
0,64 |
0,34 |
0,19 |
0,14 |
6,28 |
2,26 |
— |
— |
— |
2,9 |
|
|
0,27 |
0,20 |
0,20 |
0,16 |
0,10 |
91,58 |
0,46 |
— |
— |
— |
1,4 |
|
|
0,02 |
0,03 |
0,03 |
0,09 |
0,03 |
98,15 |
0,79 |
— |
— |
— |
1,9 |
|
Промысловые исследования каменноугольных отложений зоны сочленения Скифской плиты и Прикаспийской впадины
|
Наименование площадей |
№ СКВ. |
Интервал опробования, м |
Возраст |
Результаты испытания |
|
Ашунская |
1 |
301:3-3046 |
С2ш-С2Ь |
И ПТ в открытом стволе. Интер- вал практически непроницаем |
|
3013-3101 |
С2т-С2Ь |
|||
|
3013-3324 |
Сш-Саг |
ИПТ в открытом стволе. Приток пластовой воды — 32,6 МПа, Тая — 107°С, на глубине 3100 м, ()— 11 м:!/сут, содержание газа — 4250 см3/л |
||
|
3199-3221 |
С]8Г |
ИПТ в открытом стволе. Г азопроявление |
||
|
3620-3800 |
СгУз(тЬ + уп) |
ИПТ в открытом стволе. Приток пластовой воды с растворенным газом, () — 15 м:,/сут на 12 мм/шт. |
||
|
С1У2а1 СЛу.!а1-С1У2(П + Ьг) |
ИПТ в открытом стволе. Слабопроницаемый или практически непроницаемый интервал |
||
|
3984-4035 |
С1У2(11 + Ьг) |
|||
|
4205-4278 |
С1У1ш1п |
|||
|
4294-4321,5 |
С1Ую1п |
|||
|
4343-4373 |
С1Ую1п |
|||
|
3720-3741 |
С1У:1(тЬ + уп) |
ПКО-89, 405 отв. Приток воды С) — 1,5 м3/сут, газонасыщенность — 3900 см:)/л, Топ — 110°С, высокое содержание С02 |
||
|
Ашунская |
2 |
2980-3129 |
С2т-С]Яг |
ИПТ. Притока нет |
|
3130-3226 |
С]вг |
ИПТ в открытом стволе. Непроницаемый интервал |
||
|
3196-3393 |
С1вг-С1уз(тЬ + уп) |
ИПТ в открытом стволе. Пласт — коллектор с неясной характеристикой насыщения, Р,ш — 42,7 МПа |
||
|
3373-3425 |
СгУз(тЬ + УП) |
ИПТ в открытом стволе. Пластовая вода с растворенным газом, :1/с, Рш, — 42,4 МПа, у„ — 1,076 г/см3 |
||
|
4130-4182 |
С1Уз(тЬ + уп) |
ИП. Притока не получено Т,ш — 105°С. Объект практически непроницаем |
||
|
Ашунская |
3 |
|
С2ю |
ИП в открытом стволе. Непроницаемый интервал |
|
Ашунская |
4 |
2990-3006 |
С]8Г |
ИПТ в открытом стволе. Интервал слабопроницаем |
|
4640-4670 |
СА |
В открытом стволе КИИ-146. Приток газа непромышленного значения |
|
Наименование площадей |
СКВ. |
Интервал опробования, м |
Возраст |
Результаты испытания |
|
СгУзУП Счу.зуп |
В открытом стволе КИИ-146 при депрессии 15-20 МПа. Приток воды — 208-443 м'/сут |
||
|
Николаевская |
1 |
4447-4455 |
СлУзУП |
И ПТ в открытом стволе. Пластовая вода, (?„— 101,8 м3/с, Р,и — 65,6 МПа, Гпл — 146°С, у»— 1,07 г/см3. Присутствие в пробах НгБ |
|
4170-4220 |
С2В1 |
В эксплуатационной колонне пульсирующий приток газа С}г — 15 000-16 000 м3/сут, С02 — 16% |
||
|
4420-4448 |
Счвг-СаУзУП |
ИП в эксплуатационной колонне. Приток газа — 15 000 м3/сут, Н2Э— 17%, С02— 19% |
||
|
Николаевская |
200 |
4428-4444 |
Сшг-Сгузуп |
В эксплз'атациониой колонне. Газоводяиая смесь — 346 м3/сут, (), — 25 000 м3/сут, С02 — 21% |
|
О р < < ». & |
В эксплуатационной колонне. Приток газоводяной смеси (), — 250 м3/сут, ()? — 25 000 м3/сут, С02 — 33% |
||
|
4920-5000 |
с2 |
Газонасыщенный интервал по ГИС |
||
|
4924-5004 |
с2 |
Непромышленный приток газа. — 67.0 МПа |
||
|
Южно- Астраханская |
6 |
4943-4944 |
С2 |
При бурении, по данным ГТИ, |
|
5140-5243 |
С2В1-С1вг |
повышение газопоказаний |
||
|
4783 |
С2 |
При бурении пленка нефти |
||
|
4908 |
С2 |
|||
|
3032-3146 |
С2т |
И ПТ в открытом стволе. Интервал непроницаем |
||
|
3324-3370 |
С2Ь |
ИПТ в открытом стволе. Приток газа (?, — 62 тыс. м3/с, Рт — 42,0 МПа, Гпл —98°С |
||
|
3436-3473 |
Сшг-СгУз/тЬ + уп) |
ИПТ в открытом стволе. Интервал практически непроницаем |
||
|
Красно- худукская |
1 |
3590-3630 |
С1Уз(тЬ + уп) |
ИП в колонне. Приток воды (?„ — 0,48 м3/сут |
|
4151-4182 |
СлУза1 |
ИПТ в открытом стволе. Интервал проницаем, насыщен газом, Рпл > 59,0 МПа |
||
|
4151-4280 |
С1Уза1 |
ИП в колонне. |
||
|
4324-4364 |
С1узэ1 |
Слабый приток газа |
||
|
4562-4568 |
С1Уза1 |
ИП в колонне. Приток воды, газоконденсата. Г„л — 135°С |
|
Наименование площадей |
N9 СКВ. |
Интервал опробования, м |
Возраст |
Результаты испытания |
|
Высоковская |
1 |
1801-1856 |
Рис |
ИПТ в открытом стволе. Интервал практически непроницаем |
|
Высоковская |
2 |
4048-4070 |
С2Ь |
ПКО-89, 330 отв. Приток воды ()«— 1,27 м3/с |
|
Высоковская |
4 |
3975-4000 |
Рщг-в |
ИПТ в колонне. Интервал слабопроницаем. Характер насыщения не установлен |
|
4013-4022 |
Ртг-в |
ИПТ в колонне. Пласт слабопроницаем. Содержит газ в малом количестве |
||
|
4103-4228 |
С 2 |
ИПТ. Интервал практически непроницаем. Тп.ч — 96°С |
||
|
4292-4304 |
с> |
ИПТ в колонне. Интервал непроницаем, Тал — 96°С |
||
|
4314-4344 |
с> |
ИПТ в колонне. Интервал непроницаем, Тал — 96°С |
||
|
4405-4422 |
С-2 |
ИПТ в колонне. Интервал слабопроницаем, Тал — 96°С |
||
|
Светло- Шарипская |
2 |
4116-4128 |
Ртг-в |
В эксплуатационной колонне. Притока не получено |
|
4216-4220 |
С2Ь2 |
|||
|
4236-4248 |
СгЬ] |
|||
|
4285-4298 |
С2Ь1 |
ИП в колонне. Приток воды с газом, (?„ — 52 м3/с, (), — 3000 м3/с |
||
|
4354-4370 |
СгЬ] |
ИП в колонне. Нефтегазопроявле- ния, (?в — 86 м3/с, ()т — 8000 м3/с, ШЭ — 25-38 %, Рил (расчетное) — 61,3 МПа |
||
|
Южпо- Астраханская |
5 |
4625-4695 |
Сгв-Сщг |
ИПТ. Притока нет |
|
4806-4809 |
СттЬ |
При бурении, по данным ГТИ, увеличение газопоказаний |
||
|
Южно- Астраханская |
10 |
4348-4396 |
СгЬ] |
ЗПКО-89, 500 отв. Притока не получено |
|
4423-4448 |
С2Ь1 |
ЗПКО-89, 500 отв. Приток разгази- рованной воды. ()* — 0,8 м3/с |
||
|
4480-4500 |
СгЬ] |
ИП в колонне. Приток воды |
||
|
4502-4573 |
С2Ь1 |
|||
|
4512-4525 |
С2Ь1 |
ПКО-89, 260 отв. Приток воды с растворенным газом |
|
Наименование площадей |
No СКВ. |
Интервал опробования, м |
Возраст |
Результаты испытания |
|
Южно- Астраханская |
10 |
4555-4580 |
Cisr |
ЗПКО-89, 500 отв. Притока не получено. При бурении на забоях 4400 и 4448 м в растворе пленка нефти, по данным ГТИ — увеличение газопоказаний |
|
4612-4628 |
Cisr |
ЗПКО-89, 320 отв. Приток разгазированной воды |
||
|
4315-4331 |
С2В |
ИПТ. Притока не получено, Р„л — 51,1 МПа, Тт — 123°С |
||
|
4332-4360 |
С2в |
ИПТ. Практически непроницаемый интервал, Р„., — 50,1 МПа, Тил — 121°С |
||
|
4565-4655 |
С2в |
ИПТ. Практически непроницаемый интервал, Рил — 53,5 МПа, Тил — 127°С |
||
|
Безымянная |
1 |
4750-4800 |
Civ |
ИПТ. В интервале имеется коллектор с низкими фильтрационными параметрами. Насыщение объекта не определяется. Рш> — 65,7 МПа, Тил— 136°С |
|
4805-4855 |
Civ |
ИПТ. Объект неперспективный по проницаемости |
||
|
5445-5500 |
С, |
ИПТ. Приток газа практически непроницаемого пласта, (?г — 0,31 м3/с, Рш, — 72,06 МПа |
||
|
Долгожданная |
1 |
4228-4411 |
С2в |
ИП в открытом стволе. Приток воды, Q,— 122-144 м3/с, у, — 1,060 г/см3, H2S — 43-45%, Рил - 60,2 МПа |
|
2060-2119 |
Р 2 |
ИПТ в открытом стволе. Интервал неперспективен по проницаемости |
||
|
2234-2274 |
Р 2 |
ИПТ в открытом стволе. Интервал проницаем, насыщен пластовой водой, (),, = 636 м3/сут |
||
|
Долгожданная |
2 |
4056-4090 |
Piar |
ИПТ в открытом стволе. Приток воды, Q, — 22 м3/с, ув — 1,13 г/см3, Рил — 45,8 МПа |
|
4159-4210 |
Piar-C2Bi |
ИПТ в открытом стволе. Приток воды, Q, — 8,5 м3/с, ув — 1,14 г/см3, Рил — 46,1 МПа |
||
|
4196-4837 |
С, |
ИП в открытом стволе. Приток воды, Q.— 170-300 м3/с, у„ — 1,063 г/см3, H2S — 32-48%, С02 — 25-38% |
|
Наименование площадей |
№ СКВ. |
Интервал опробования, м |
Возраст |
Результаты испытания |
|
4072-4094 |
СаВ] |
Слабый приток газа |
||
|
Долгожданная |
5 |
4075-4092 |
СаВ] |
Приток воды с небольшим количеством газа |
|
Воложковская |
1 |
3904-4106 |
С 2 в 2-1 |
ИПТ в открытом стволе. Приток газа, (?г — 278 000 м3/с, Рш, — 67,9 МПа |
|
4065-4080 |
СаВ] |
ИП в колонне. Приток газа, г — 220 000 м3/с, НгБ — 27%, СО* — 16% |
||
|
Смушковская |
2 |
3595-3662 |
С2В1 |
ИПТ в открытом стволе. Интервал слабопроницаем. Рш, > 43,7 МПа |
|
3900-4034 |
CiV:i(vn + mh) |
ИПТ в открытом стволе. Интервал практически непроницаем |
||
|
2878-2881 |
Cam |
ИПТ в колонне. Фильтрат с незначительным количеством газа, Рпл — 34,7 МПА |
||
|
Смушковская |
з |
2950-3016 |
С2Ю |
ИПТ в открытом стволе. Приток воды с растворенным газом, (), — 14 м3/с, Рпл —35,2 МПа |
|
3025-3094 |
С2Ю |
ИПТ в открытом стволе. Интервал практически непроницаем |
||
|
3236-3295 |
С2В1 |
ИПТ в открытом стволе. Интервал слабопроницаем |
||
|
3482-3532 |
С2В1 |
ИПТ в открытом стволе. Интервал |
||
|
Смушковская |
5 |
2856-2924 |
Сз |
практически непроницаем |
|
3871-3914 |
Piar |
ИП в колонне. Фильтрат с нефтью |
||
|
Пионерская |
1 |
3842-3892 |
PlK |
ИП в колонне. Слабый приток нефти |
|
Пионерская |
1 |
3905-3935 |
Piar |
ИП в колонне. Слабый приток нефти |
|
3812-3892 |
PlK |
При бурении пленка нефти |
||
|
3892-3900 |
Piar |
|||
|
Бешкульская |
18 |
1506-1550 |
Piar-s |
ИПТ в открытом стволе. Интервал практически непроницаем |
|
4274-4315 |
C, |
ИПТ в открытом стволе. Интервал практически непроницаем |
||
|
Западно- Стрелецкая |
1 |
4130-4262 |
C,-2 |
ИПТ в открытом стволе. Интервал практически непроницаем |
|
4333-4410 |
c, |
ИПТ в открытом стволе. Интервал практически непроницаем |
Отражательная способность витринита палеозойских отложений Прикаспийской впадины и Скифской плиты
|
Площадь, скважина (глубина, м) |
Литологический тип породы |
Отражательная способность витринита (ОСВ) |
Градация литогенеза |
|
|
в масле, Я, % |
в воздухе, 10Яа, % |
|||
|
Мезозойско-палеозойские комплексы |
||||
|
Аксарайская 1 (3958-3961) |
Аргиллит черный |
0,96 |
86 |
МКз |
|
Аксарайская 1 (3958-3961) |
Аргиллит |
0,96 |
86 |
МКз |
|
Астраханская 48 (3852-3855) |
Аргиллит черный |
1,14 |
90,5 |
МКз/МК, |
|
Астраханская 48 (3852-3855) |
Аргиллит |
1,09 |
91 |
МКз |
|
Ашунская 1 (1610-1617) |
Аргиллит |
0.8 |
81 |
МКз |
|
Восточно- Можарская 4 (3439-3443) |
Песчаник глинистый |
3,48 |
130 |
АКз |
|
Восточно- Можарская 4 (2737-2742) |
Песчаник глинистый |
2,97 |
123 |
АКз |
|
Высоковская 1 (1830-1833) |
Аргиллит |
0,5 |
70 |
МК1 |
|
Высоковская 4 (3409-3418) |
Аргиллит |
0,87 |
83 |
МКз |
|
Высоковская 4 (3420-3435) |
Аргиллит |
1,16 |
91 |
МК.1 |
|
Высоковская 4 (2612-2620) |
Аргиллит |
0,72 |
79 |
МКз |
|
Краснохудукекая 1 (1532-1547) |
Аргиллит алевритистый |
1,08 |
88,8 |
МКз |
|
Смушковская 3 (1797-1804) |
Аргиллит алевритистый, черный |
0.9 |
84 |
МКз |
|
Сухотинская 1 (2599-2602) |
Аргиллит |
0,69 |
77 |
МКз |
|
Сухотинская 3 (1735-1746) |
Аргиллит |
0,63 |
75 |
МК, |
|
Сухотинская 3 (2334-2342) |
Аргиллит |
0,87 |
83 |
МКз |
|
Чапчаевская 1 (2396-2408) |
Аргиллит алевритистый |
1,09 |
89 |
МКз |
|
Площадь, скважина (глубина, м) |
Литологический тип породы |
Отражательная способность витринита (ОСВ) |
Градация литогенеза |
|
|
в масле, Я, % |
в воздухе, 10Яа, % |
|||
|
Чкаловская 1 (3754-3760) |
Песчаник |
0,63 |
5 |
мк, |
|
Чкаловская 1 (3945-3958) |
Аргиллит |
0,84 |
82,5 |
мк, |
|
Чкаловская 1 (3958-3970) |
Аргиллит |
0,93 |
84,5 |
МКз |
|
Чкаловская 1 (4779-4784) |
Алевролит |
1,08 |
88,5 |
мк., |
|
Ширяевская 1 (4134-4140) |
Аргиллит |
0,96 |
86 |
МКз |
|
Южно- Астраханская 10 (3635-3643) |
Аргиллит |
0,85 |
83 |
МК2 |
|
Южно-Астраханская 5 (4255-4258) |
Алевролит |
1,3 |
94 |
мк. |
|
Каменноугольные отложения |
||||
|
Астраханская 30 (3999-4003) |
Аргиллит |
1,28 |
94 |
мк., |
|
Астраханская 30 (3999-4003) |
Аргиллит |
0,96 |
85 |
МКз |
|
Ашунская 1 (4928-4933) |
Алевролит |
1,66 |
101 |
МК-, |
|
Ашунская 1 (2692-2705) |
Алевролит |
1,08 |
88,5 |
МКз |
|
Ашунская 1 (2890-2895) |
Алевролит |
1,18 |
91 |
мк, |
|
Ашунская 2 (4707-4713) |
Аргиллит |
1,93 |
106 |
мк5 |
|
Ашунская 2 (2662-2674) |
Алевролит |
1,14 |
90,5 |
МКз/МК, |
|
Высоковская 4 (4469-4479) |
Аргиллит |
1,42 |
96 |
мк, |
|
Краснохудукекая 1 (897-2001)' |
Аргиллит алевритистый |
1,18 |
91,2 |
мк, |
|
Краснохудукекая 1 (3322-3328) |
Аргиллит черный |
1,98 |
107 |
мк» |
|
Краснохудукекая 1 (2655-2671) |
Аргиллит черный |
1,46 |
96,5 |
мк, |
|
Площадь, скважина (глубина, м) |
Литологический тип породы |
Отражательная способность витринита (ОСВ) |
Градация литогенеза |
|
|
в масле, Я, % |
в воздухе, 10Яа, % |
|||
|
Краснохудукская 1 (3269-3274) |
Аргиллит черный |
1,93 |
106 |
МКб |
|
Песчаная 1 (2618-2621) |
Аргиллит |
2,03 |
108 |
МКб |
|
Песчаная 1 (2719-2722) |
Аргиллит |
2,32 |
113 |
АК, |
|
Пологая 2 (2796-2799) |
Аргиллит |
2,9 |
122 |
АКа |
|
Промысловская 25 (1997-2004) |
Аргиллит |
2,03 |
108 |
МКб |
|
Смушковская 3 (3088-3094) |
Алевролит |
1,45 |
96,5 |
мк, |
|
Смушковская 3 (3171-3181) |
Аргиллит алевритистый |
1,46 |
96,5 |
мк, |
|
Смушковская 3 (3357-3364) |
Аргиллит алевритистый |
1,45 |
96,5 |
мк, |
|
Сосгинская 4 (2475-248Н) |
Аргиллит |
2,94 |
123 |
АКа |
|
Цимлянская 3 (2503-2507) |
Аргиллит |
4,7 |
140 |
АК:, |
|
Цимлянская 3 (2503-2507) |
Аргиллит |
4,7 |
145 |
АК:, |
|
Цимлянская 3 (3283-3288) |
Аргиллит |
4,8 |
146 |
АК:, |
|
Цимлянская 3 (4153-4156) |
Аргиллит |
4,5 |
143 |
АК:, |
|
Цимлянская 3 (4179-4182) |
Аргиллит |
5 |
148 |
АК:, |
|
Цимлянская 3 (4329-4333) |
Аргиллит |
4,9 |
147 |
АК:, |
|
Чилгирская 1 (2115-2120) |
Песчаник |
4,5 |
143 |
АК:, |
|
Эджинская 7 (1957-1959) |
Сланец |
3,48 |
130 |
АКа |
|
Элистинская 1 (1505-1510) |
Алевролит |
1,88 |
105 |
МКб |
|
Южно-Астраханская 6 (4570-4577) |
Аргиллит |
1,39 |
96 |
мк, |
|
Девонские отложения |
||||
|
Ашунская 1 (5015-5024) |
Алевролит |
2,5 |
116 |
АК, |
|
Ашунская 2 (4998-5000) |
Алевролит |
2,1 |
109 |
АК, |
нефть получена из башкирских отложений в скважине 2 Светло-Шаринской с необычным составом. В ряде работ указывалось на возможность обнаружения на периферии Астраханского свода нефтяных скоплений, образованных за счет оттеснения палеогазом, поступающим в отложения среднебашкирского резервуара.
Высокое содержание твердых битумов (до 15-25%) в известняках верхней части карбонатной толщи до глубины 4342 м может свидетельствовать о возможном палео-ВНК, который находился в недрах.
Нефтегазоматеринской толщей Прикаспийской впадины являются терри- генно-карбонатные каменноугольные отложения, за счет продуцирующих свойств которых сформировались уникальные по запасам месторождения нефти (Тенгиз) и газоконденсата (АГКМ).
Градации МК^МКз (ГФН, или нефтяное окно) приходятся на пермские отложения, которые ввиду низкой количественной характеристики ОВ не являются нефтегазоматеринскими. Отсюда перспективы их нефтегазоносности оцениваются невысоко, что подтверждается практикой ведения поисково-разведочных работ (табл. 1.4).
