Метод
|
Масштаб
|
Интервал, м
|
Качество материалов
|
Стандартный каротаж
|
1:500
|
16.5-1820.0
|
соответствует тех.условиям
|
БКЗ+резистивиметрия
|
1:200
|
950.0-1790.0
|
соответствует тех.условиям
|
ГК
|
1:200
|
соответствует тех.условиям
|
ГК
|
1:500
|
0-1818.0
|
соответствует тех.условиям
|
БК
|
1:200
|
950.0-1790.0
|
соответствует тех.условиям
|
БМК+МК+МКВ
|
1:200
|
950.0-1790.0
|
соответствует тех.условиям
|
ИК+ПЗ
|
1:200
|
1048.0-1790.0
|
соответствует тех.условиям
|
ННК-Т
|
1:200
|
1048.0-1790.0
|
соответствует тех.условиям
|
ГГК-П
|
1:200
|
1048.0-1790.0
|
соответствует тех.условиям
|
АК+ФКД
|
1:200
|
1048.0-1790.0
|
соответствует тех.условиям
|
Термометрия
|
1:200
|
1450.0-1790.0
|
соответствует тех.условиям
|
ДС
|
1:200
|
950.0-1790.0
|
соответствует тех.условиям
|
ДС+Профилеметрия
|
1:500
|
16.5-1818.0
|
соответствует тех.условиям
|
Инклинометрия
|
ч/з 20м
|
0-1816.0
|
соответствует тех.условиям
|
АКЦ+ФКД
|
1:500
|
0-323.5; 0-1048.0
|
соответствует тех.условиям
|
.Стандартный каротаж (N11,0М0,5А; А2,0М0,5N и ПС) выполнен в интервале: 16,5-1820,0
м. Планшеты представлены в масштабе глубин 1:500.
Масштаб регистрации сопротивлений - 2.5 Омм/см. ПС - 12.5 мВ/см.
Качество материалов хорошее.
Диаграммы стандартного каротажа использовались для корреляции разреза и
геологических построений.
2.Боковое
каротажное зондирование (БКЗ) проводилось в перспективной части изучаемого
разреза, в интервалах 950,0-1140,0 м; 1450,0-1790,0 м.
Исследования выполнялись пятью последовательными градиент зондами:
А0,4М0,1N; А1,0М0,1N; А2,0М0,5N; А4,0М0,5N; А8,0М1,0N и одним обращенным
градиент зондом N0,5М2,0А.
Планшеты выполнены в масштабе глубин 1:200.
Масштаб вывода кривых КС - 2,5 Омм/см.
Качество материалов хорошее.
Данные БКЗ использовались для отбивки границ пластов (зонд L = 0,45 м).
3.Боковой каротаж (БК) выполнен в интервалах: 950,0-1140,0 м.; 1450,0-1790,0 м.
планшеты представлены в масштабе глубин 1:200.
Исследования проводились скважинным прибором К-3 со скоростью регистрации
2000 м/час.
Качество материалов хорошее.
Данные БК использовались для детального расчленения разреза и определения
удельного сопротивления неизменной части продуктивных пластов.
4.Микрокаротаж (МК) проводился микроградиент-зондом А0,025М0,025N и микропотенциал зондом А0,05М в
интервалах: 950,0-1140,0 м.; 1450,0-1790,0 скважинным прибором МДО-3. Масштаб
вывода планшетов кажущихся сопротивлений 2,5 Омм/см., в масштабе глубин 1:200.
Результаты микрокаротажа использовались для детального расчленения
разреза, выделения коллекторов и определения эффективных толщин.
Качество материалов хорошее.
5. Боковой микрокаротаж (БМК) выполнен в интервалах: 950,0-1140,0 м.;
1450,0-1790,0 м. скважинными приборами МК-УЦ, ЭК-Д73. Планшеты выполнены в
масштабе глубин 1:200. Масштаб кажущихся сопротивлений 2.5 Ом.м/см.,
микрокавернометрия в масштабе 200 мм/см. Качество материалов хорошее.
Данные бокового микрокаротажа использовались для детального расчленения
разреза, выделения коллекторов, определения эффективных толщин и определения
электрического сопротивления промытой части пласта.
6.Индукционный каротаж (ИК) выполнен в в интервалах: 1048,0-1140,0 м.;
1450-1790,0 м. Масштаб глубин на планшете 1:200. Исследования проводились
аппаратурой Э3М (зонд 6Э1) и КЭ-3, в масштабе кажущейся проводимости - 50 и 25
(мСм/м)/см, ПЗ - 2,5 Омм/см.
Данные ИК использовались для определения удельного электрического
сопротивления пластов.
7.Гамма-каротаж (ГК) проведен по всему разрезу, с целью массовых поисков, в
интервале: 0-1818,0 м. в масштабе глубин 1:500. Для детального расчленения
разреза ГК выполнен в интервалах: 950,0-1140,0м.; 1450,01790,0 м.
Исследования проводились приборами РК-4.
Планшеты представлены в масштабе глубин 1:200.
Масштаб естественной радиоактивности 1 (мкР/час)/см.
Данные ГК использовались для выделения пластов и определения глинистости
коллекторов.
Качество материалов хорошее.
8.Нейтронный каротаж (ННК-Т) проведен аппаратурой РК-4. Планшеты
представлены в масштабе глубин 1:200, кривые ННК м.з. - 0,2 усл.ед/см; ННК б.з.
- 0,6 усл.ед/см.
Скорость регистрации - 400 м/ч.
Качество материалов хорошее.
Данные ННК использовались для литологического расчленения разреза и
оценки пористости коллекторов.
9.Кавернометрия-профилеметрия (ДС) проведена скважинными приборами
СКП-1 по всему стволу скважины, в интервале: 16,5-1818,0 м. и использовалась
для контроля технического состояния ствола скважины в процессе бурения. Планшеты
представлены в масштабе глубин 1: 500.
В интервалах: 950,0-1140,0 м. и 1450,0-1790,0 м. кавернометрия
представлена на планшетах в масштабе глубин 1: 200, масштаб кривых 2 см/см.
Качество материалов хорошее.
Данные кавернометрии использовались для определения диаметра скважины и
определения глинистой корки коллекторов.
10.Акустический каротаж (АК) проводился аппаратурой АК1-841,
зондом И1,5П10,4П2 в интервалах: 1048,0-1140,0 м. и
1450,0-1790,0 м. Планшеты представлены в масштабе глубин 1:200, масштаб кривых
Т1, Т2 - 50 мкс/см, ΔТ - 25 (мкс/м)/см.
Качество материала хорошее. Показания Δt в незацементированной части колонны
составляют 182±3 мкс/м, что удовлетворяет требованиям технической инструкции по
проведению ГИС.
Скорость регистрации - 600 м/ч.
Данные АК использовались для определения коэффициента пористости
коллекторов и на качественном уровне для выделения газонасыщенных интервалов.
11. Качество цементирования АКЦ выполнялось аппаратурой АК1-841
после спуска кондуктора, технической и эксплуатационных колонн в интервалах:
0-323,5 м.; 0-1048,0 м.; 0-1818,0м. с целью определения качества сцепления
цементного камня с колонной и породой.
Качество материалов хорошее.
12.Резистивиметрия (РЕЗ) проведена в интервалах БКЗ, с целью определения
удельного сопротивления бурового раствора. Замеры выполнялись скважинным
прибором К-3.
Качество материалов хорошее.
13.Инклинометрия (Инкл.) проводилась по всему стволу в интервале: 0-1816,0 м.
Измерения проводились через 20 м. Данные инклинометрии использовались при геологических
построениях.
14. Гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-П) проведен приборами ПК-3 в
интервалах: 1048,0-1140,0 м. И 1450,0-1790,0 м. Планшеты представлены в
масштабе глубин 1:200, кривые ГГКмз - 1500 (имп/мин)/см , кривые ГГКбз 3000
(имп/мин)/см., кривые плотности - 0,1 г/см3. Скорость регистрации -
400 м/ч.
Качество материалов хорошее.
По данным ГГК-П проводилось литологическое расчленение разреза,
выделялись уплотненные участки разреза, определялась пористость коллекторов.
17. Термометрия выполнялась приборами ТР-7 в открытом стволе в интервале:
1450,0-1790,0 м. с целью определения температуры по стволу скважины для
внесения поправок при определении геофизических параметров. Планшеты
представлены в масштабе глубин 1:500, кривая температуры в масштабе 0,50С/см.
Весь комплекс ГИС выполнен Хадыженской промыслово-геофизической
экспедицией, филиалом ОАО «Краснодарнефтегеофизика».
.1 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Виноградной площади
приводится по данным «Проекта пробной эксплуатации Виноградного месторождения»
[2]. Использованы результаты бурения, ГИС и ГТИ в скважине № 1 Виноградная,
сопоставления данных колонкового и структурно-поискового бурения на соседних
площадях Камышеватой и Стрельчанской и разрезом разведочной скважины № 23
Вышестеблиевская, а также по результатам бурения скважин различного назначения
на Таманском полуострове. Степень изученности разреза различна. Колонковыми
скважинами производился сплошной отбор керна (особенно в первых скважинах) и
его детальное изучение. На этом этапе изучена верхняя часть разреза (в основном
до меотиса включительно).
Ниже приводится сводная характеристика разреза, вскрытого на Виноградной
площади, а сводный литолого-геофизический разрез Виноградной площади приведен
на рисунке 2.1
Средний миоцен
Чокракский ярус
Майкопская серия
Тарханский ярус
Скважина № 1 Виноградная - 1690-1825 м (забой).
Разрезы скважин Виноградной площади завершаются неразделенной толщей
чокракского яруса и тарханского яруса, входящего в состав майкопской серии.
Чокракские отложения подразделяется на нижнюю и верхнюю части.
Нижняя часть яруса, которая сходна литологически и трудно расчленима с
тарханскими отложениями, представлена глинами с крайне редкими прослоями
мергелей.
Глины серые с зеленоватым оттенком, темно-серые, в верхней части разреза
известковистые (до 15%), слабоалеврито-слюдистые, плотные, реже мягкие вязкие
пластичные бесструктурные, легко переходящие в буровой раствор.
Мергель светло-серый, доломитизированный, тонкослоистый, глинистый,
кавернозно-трещинны. Верхняя часть яруса сложена глинами с частыми пропластками
(толщиной 0,4-1,6 м) мергелей, доломитизированных мергелей, реже известняков и
алевролитов, группирующихся в горизонт толщиной 48 м.
Рисунок 2.1. Литолого-стратиграфический разрез по скважине № 1
месторождения Виноградное
Мергели коричневато-серые, плотные крепкие, доломитовые, массивные.
Алевролиты светло-серые, мелко- и тонкозернистые, средней крепости,
полимиктовые, на карбонатно-глинистом цементе.
Встречены многочисленные зерна кальцита, стяжения пирита и
пиритизированные раковины.
Вскрытая скважиной № 1 толщина чокрака-тархана 135 м..
Караганский ярус
Скважина № 1 Виноградная - 1520-1690 м.
Литологически отложения караганского яруса представлены глинами с частыми
прослоями мергелей, доломитов, реже известняков.
Глины темно-серые, карбонатные, слабо алевритистые, слоистые, и
неяснослоистые, уплотненные.
Мергели темно-серые с коричневатым оттенком, местами доломитизированные,
кавернозные, трещиноватые.
Доломиты серого цвета с желтоватым оттенком, очень крепкие,
тонкослоистые, кавернозные, трещиноватые. Породы местами пиритизированы.
Толщина караганского яруса, вскрытая скважиной № 1 составляет 170 м.
Верхний миоцен
Сарматский ярус
Скважина № 1 Виноградная - 1520 м- 1690 м.
На Виноградной площади отложения сарматского яруса являются газоносными.
Для оценки горно-геологических условий залегания пород сарматского возраста
ниже будут рассмотрены результаты изучения сарматских отложений на площадях
Таманского полуострова.
Максимальная толщина сарматского яруса (996 м) отмечена в скважине № 25
Запорожская, минимальная толщина (118 м) - в скважине № 513 Белый Хутор.
Глубина залегания кровли отложений колеблется в широком диапазоне. Максимальное
залегание кровли зафиксировано на глубине 2025 м в скважине № 7 Стрельчанская
В Карабетовской антиклинальной зоне толщина сарматского яруса колеблется
от 174 м в скважине № 10 Старотитаровской до 523 м в скважине № 7 Тамань.
В разрезе скважины № 7 Тамань в основном преобладают глины, только в
верхней части просматриваются маломощные пропластки мергелей толщиной 0,5-1,5
м.
На площади Западно-Нефтяной в подошве сарматского яруса присутствуют
коллекторы, литологически представленные желто-серым мергелем, крепким,
доломитизированным, местами кавернозным, трещиноватым. В средней части разреза
среди глин выделяется незначительная по толщине пачка прослоев мергелей и
известняков толщиной до 12 м.
В верхней части сарматского яруса нефтенасыщенной является «червячковая»
толща, сложенная мергелями серыми, плотными, часто доломитизированными с
известняки светло-кремовыми, мягкими, кавернозными, трещиноватыми с прослоями
песчаника. Тип коллектора порово-кавернозно-трещинный. На электрокаротажных
диаграммах «червячковая» толща имеет характерную запись в виде «пилы»,
кажущиеся сопротивления карбонатных разностей колеблются от 10 до15 Омм.
Количество прослоев до 25, а толщина их варьирует от 1,5 до 2,5 м. Эффективные
толщины коллекторов варьируют от 1,5 м до 9 м. Открытая пористость по керну
равняется 25 %.
К своду складки коллекторы выклиниваются, не доходя до поверхности на
глубинах от 50 до 300 м.
Верхнесарматский подъярус на Виноградной площади в верхней части
представлен глинами, в средней и нижней частях - тонким переслаиванием глин,
мергелей, реже известняков (аналог «червячковой» толщи). Глины серые и
темно-серые, карбонатные (до 20%), алеврито-слюдистые, неяснослоистые, плотные.
Мергели серые, плотные, в отдельных прослоях доломитизированные, трещиноватые.
Толщина верхнесарматских отложений в скважине 1 Виноградной составляет 151 м.
Среднесарматский подъярус резко отличается от вышеописанного тем, что его
разрез преимущественно глинистый. На диаграммах стандартного каротажа отличается
меньшей дифференцированностью кривых КС и ПС. Толщина колеблется от 32 м
(скважина № 501 Белый Хутор) до 252 м (скважина № 7 Тамань).
На Виноградной площади среднесарматский подъярус литологически
представлен глинами серо-зелеными и темно-серыми, карбонатными и
слабокарбонатными (4-18 %), алевритистыми, плотными. Среди глин отмечаются
редкие прослои мергелей и известняков. Мергель светло-серый,
доломитизированный, крепкий. В подошве подъяруса залегает пачка
переслаивающихся глин, доломитов и мергелей, которая соответствует мамайскому
горизонту. Данная пачка, толщиной 15 м, содержит трещиноватые коллекторы,
которые продуктивны в скважине № 1 Виноградная. В скважине № 1 Виноградная
толщина среднего сармата составляет 142 м.
Нижнесарматские отложения литологически представлены глинами. В верхней
их части в глинах встречаются прослои мергелей желтовато-серых, крепких,
доломитизированных, местами кавернозных. Кажущиеся сопротивления доходят до
10-12 Омм в карбонатных прослоях. Кривая ПС дифференцирована слабо. Подошва
нижнесарматского подъяруса выделяется по спаду КС, за которым следует обычно
двухфазная «пика» повышенных до 10-12 Омм сопротивлений, связанных с прослоями
мергелей в кровле конкского горизонта. Толщина подъяруса колеблется от 21 м
(скважина № 516 Белый Хутор) до 401 м (скважина № 1 Близнецы).
На Виноградной площади нижнесарматские отложения представлены
переслаиванием глин и мергелей. Глины серые, темно-серые, известковистые,
слабослюдистые. Мергели светло-серые, доломитизированные, слаботрещиноватые.
Толщина подъяруса в скважине № 1 Виноградная составляет 43 м.
Меотический ярус
Скважина № 1 Виноградная - 1184-953 м.
Литологически меотические отложения представлены глинами зеленовато-серыми,
голубовато-серыми, темно-серыми, слабоизвестковистыми (до 8 %), с единичными
прослойками неизвестковистых глин. Породы слоистые и неслоистые, плотные
прослоями вязкие. Встречаются пропластки песка серого, мелкозернистого, редко в
нижней части встречаются прослои мергелей до 0,4 м серых с зеленоватым
оттенком, плотных, кремнистых.
Толщина меотических отложений в скважине № 1 Виноградная - 231м.
Понтический ярус.
Скважина № 1 Виноградная - 953-544 м.
Отложения яруса представлены глинами серыми с зеленоватым оттенком,
известковистыми, песчанистыми, неслоистыми, плотными. В средней части яруса
залегают глины толщиной до 5 м, неизвестковистые, слабопесчанистые.
Толщина понтических отложений в скважине № 1 Виноградная составляет 409
м.
Плиоценовый отдел.
Киммерийский ярус.
Скважина № 1 Виноградная - 544-283 м.
В состав киммерийского яруса входит верхняя часть надрудных слоев и
подстилающие их рудные слои.
В нижней части - глины с прослоями песка. Рудные слои представлены
однообразной толщей глин серых, некарбонатных, слабопесчанистых, неслоистых,
вязких.
Глины серые, сильнопесчанистые, неслоистые и слоистые, неизвестковистые.
Часто встречаются прослои песка серого, мелко - и тонкозернистого, кварцевого,
слюдистого.
В верхней части надрудных слоев залегает толща песков.
Пески серые и светло-серые, кварцево-слюдистые, неслоистые,
неизвестковистые. Редко встречаются тонкие прослои (1-2 см) глин серых, вязких,
неизвестковистых.
В средней части данные отложения представлены чередованием прослоев
песков и глин. Пески серые и светло-серые, мелкозернистые, глины серые,
песчанистые, слоистые и неслоистые, известковистые.
Общая толщина киммерийских отложений в скважине № 1 Виноградная
составляет 261 м.
Антропоген + куяльник
Скважина № 1 Виноградная - 283-0 м.
Антропогеновые отложения представлены элювиальными, лиманными
образованиями и сопочной брекчией. Элювиальные отложения представлены
суглинками пестрой окраски с включениями обломков выветренных мергелей,
сидеритов, песчаников. Лиманные образования представлены глинистыми песками и
глинами. Толщина элювиальных и лиманных образований изменяется от нескольких
сантиметров до 30 метров.
Выводы
. На Виноградной площади отложения сарматского яруса являются
газоносными.
. Коллекторы литологически представленные желто-серым мергелем, крепким,
доломитизированным, местами кавернозным, трещиноватым.
. Тип коллектора порово-кавернозно-трещинный.
3. Тектоника
В данном разделе дана краткая характеристика тектонического строения
Керченско-Таманского прогиба и района исследования
.1 Керченско-таманский поперечный прогиб
Характеристика тектонического строения Керченско-Таманского прогиба дана
по работе «Тектоника южного обрамления Восточно-Европейской платформы
(Объяснительная записка к тектонической карте Черноморско-Каспийского региона.
Масштаб 1:2500000). / Под ред. В.Е. Хаина, В.И. Попкова. Краснодар: Кубан. гос.
ун-т, 2009. 213 с. [1].
Керченско-Таманский поперечный прогиб разделяет складчатые сооружения
Горного Крыма и Большого Кавказа, а в меридиональном сечении - впадины
Азовского и Черного морей (рисунок 3.1) Он имеет явно наложенный характер и
сложился как единая структура не ранее олигоцена, одновременно с началом
становления Крымского и Кавказского орогенов и сопровождающего их с севера
Индоло-Кубанского прогиба. По отношению к последнему он занимает приподнятое
положение и скорее является порогом между Средним и Южным Каспием, а по
доолигоценовым, т.е. домайкопским образованиям крымско-кавказские связи были
более тесными, чем-то вырисовывается в современной структуре. В настоящее время
различия между Крымом и Кавказом находят свое отражение в различиях структуры
Керченского и Таманского полуостровов, из которых первый в общем достаточно
тесно связан с Горным Крымом, а второй - с Северо-Западным Кавказом. И.А. Воскресенский
и В.И Попков предполагают, что через Керченский пролив проходят
палеотрансформный разлом. В.В. Юдин предполагает существование плавного
перехода керченских складок в таманские. Эти разногласия касаются и ограничений
Керченско-Таманского прогиба на западе и на востоке. Восточное ограничение
совмещается В.И. Попковым с Джигинским меридиональным разломом - правым
сдвигом.
Рисунок 3.1. Схема тектонического строения Восточно-Черноморского региона
и его окружения [Афанасенков и др.,2007г.]
Существование аналогичного раздела на западе, к западу от г. Феодосия,
давно предполагалось рядом исследователей, но отрицалось другими. Следует,
однако, указать, что ступенчатое погружение Большого Кавказа на запад по серии
поперечных флексурно-разломных зон является практически общепризнаным. В
структуре Таманского полуострова выделяется два главных элемента -
Северо-Таманский вал и Ахтанизовско-Кызылташская зона к югу от него.
Северо-Таманский вал установлен по меловым отложениям сейсморазведкой и позднее
подтвержден данными бурения. Вал представляет поднятие субширотного
(запад-юго-западного) простирания в северной части полуострова, осложненное
рядом складок. Эти последние в целом совпадают с положением антиклиналей в миоценовых
отложениях на поверхности. Однако имеются случаи некоторого несовпадения. Так,
скв. 5 Тамань, приходящаяся на наиболее высокую точку по отложениям верхнего
мела, на поверхности располагается в седловине между антиклиналями Фонталовской
и горы Горелой по миоцену.
Складки осложнены диапирами, ядра которых слагаются майкопскими
отложениями и несут грязевые вулканы. По данным Б.М. Никифорова и Т.А.
Малаховой палеоцен-эоценовые отложения, вскрытые на площадях Фонталовская,
Кучугуры и скв.5 Тамань, по составу коррелируются с разрезами
Псебепско-Гойтхской зоны Северо-Западного Кавказа, где они вскрыты скважинами.
Верхнемеловые отложения указанных площадей Северо-Таманского вала представлены
карбонатным субфлишем, по составу и мощности, характерным также для Псебепско-Гойтхской
зоны. На соседней с юга Запорожской площади (скв. 20) верхнемеловые и
палеоцен-эоценовые отложения, представленные соответственно карбонатным и
терригенным флишем, относятся уже к Новороссийской литофациальной зоне, т.е.
представляют отложения, присущие зоне Южного склона Северо-Западного Кавказа.
Согласно В.Е.Хаину с соавторами[1] Северо-Таманский вал, за исключением
Запорожской антиклинали, отнесён к Псебепско-Гойтхской зоне. Относительно
Джигинско-Варениковского блока Северо-Таманский вал сдвинут по Джигинскому
разлому на север и, как и вся зона Таманского полуострова, структурно
располагается глубже северо-западного окончания Кавказа, полностью перекрываясь
майкопом и более молодыми осадками. На севере Северо-Таманский вал надвинут на западное
продолжение Западно-Кубанского прогиба.
Алтанизовско-Кизилташская зона охватывает основную, лежащую южнее
Северо-Таманского вала, часть полуострова и распространяется на юго-запад в
акваторию Черного моря. От северо-западного погружения Большого Кавказа и
Западно-Кубанского прогиба эта зона отделяется поперечным Джигинским разломом.
По сравнению с Северо-Таманским валом зона резко погружена по подошве
майкопской серии: в расположенной непосредственно к югу от вала скв. 1
Ахтанизовская эта поверхность залегает на глубине ниже 4500 м, а скв. 2 Тамань
- ниже 5633 м.
Ахтанизовско-Кизилташская зона во вскрытом бурением интервале слагается
мощной, свыше 5 км, толщей неогеновых и майкопских отложений, дислоцированных в
субпараллельные цепи относительно узких антиклиналей с крутыми (до 700)
крыльями, разделенных широкими плоскими синклиналями. Складки имеют диапировое
происхождение, вдоль сводов нарушены разрывами, осложнены многочисленными
грязевыми вулканами и образовавшимися в результате их деятельности синклиналями
вдавливания. Стратиграфическое положение корней вулканов, как и на
Северо-Таманском валу, остается неясным. Обычно считают, что они не проникают
глубже майкопской серии.
Оси складок имеют субширотное (запад-юго-западное) простирание в северной
и центральной частях зоны и отчетливое юго-западное - южнее. Сейсморазведкой
складки прослежены в акватории, где они еще больше разворачиваются в
юго-западном направлении и имеют почти горизонтальное зеркало по поверхности
миоценовых отложений; по кровле майкопской серии они слабо погружаются на
юго-запад, достигая глубины 2000 м. Ахтанизовско-Кизилташская зона
рассматривается как продолжение зоны Южного склона Большого Кавказа, смещенной
по Джигинскому разлому на север.
.2 Виноградное месторождение
В тектоническом отношении Виноградное месторождение находится в
северо-восточной части Кизилташской зоны Керченско-Таманского поперечного
прогиба. (Рисунок 3.2)
В строении антиклинальных зон диапировых складок Тамани выделяются три
тектонических этажа - поддиапировый (мел-эоцен), диапировый (майкоп),
наддиапировый (средний миоцен-плиоцен), имеющих сложное строение и структурное
соотношение.
Рисунок 3.2 - Тектоническая схема Таманского полуострова
Верхний наддиапировый этаж, являющийся объектом изучения, представлен
карбонатно-терригенной (в большей части карбонатной) толщей миоцен- плиоцена
мощностью 1500-2000 м, резко увеличивающейся в депрессионных зонах. В разрезе
преимущественно глинистого состава выделяются пачки переслаивания глин,
мергелей, доломита, реже песчаников и алевролитов, представляющие тонкослоистые
резервуары, с которыми связаны продуктивные горизонты в чокракских,
караганских, сарматских отложениях.
В пределах поперечного прогиба миоцен-плиоценовые образования
дислоцированы в субширотные линейные антиклинальные зоны диапирового строения.
Виноградная структура не имеет явной геоморфологической выраженности, тем не
менее, является типичной диапировой складкой с майкопским ядром, достигшим
меотических отложений на абсолютной отметке - 1150 м.
На сейсмических разрезах наблюдаются ненарушенная юго-западная
периклиналь, южное крыло и диапировое ядро, занимающее осевую и северную часть
структуры (рисунок 3.3, 3.4).
Рисунок 3.3 Глубинный разрез ВСП-ОГТ по РР волне
Рисунок. 3.4. Результат переобработки временного разреза со скоростной
кривой
Размеры тектонически-экранированной полускладки, согласно структурным
построениям по сейсмогоризонту Kg
(кровля карагана) равны 2,0 х 1,0 км по замыкающей изогипсе -1800 м, при высоте
замкнутой части до 500 м. По сейсмогоризонту S (верхний сармат) размеры составляют 1,5 х 1,0 км по
замыкающей изогипсе - 1300 м, при высоте до 300 м. Падение южного крыла 20-30º.
В вышележащих отложениях
структура выполаживается. Протыкание пород ядром диапира наблюдается на
временных разрезах до меотиса.
Рис. 3.5. Структурная карта по кровле караганских отложений Виноградного
поднятия
Выводы
. В тектоническом отношении Виноградное месторождение находится в
северо-восточной части Кизилташской зоны Керченско-Таманского поперечного
прогиба.
. Виноградная структура не имеет явной геоморфологической выраженности,
тем не менее, является типичной диапировой складкой с майкопским ядром.
4. Газоносность
.1 Краткая характеристика Таманского нефтегазоносного района
Таманский нефтегазоносный район входит в состав Западно-Кубанской
нефтегазоносной области. В пределах Таманского полуострова открыто 17
месторождений, из них газовых - 3 (Фонталовское, Западно- и
Восточно-Благовещенские), газонефтяных - 3 (Фанагорийское, Северо-Нефтяное и
Гирляное), нефтяных - 11 (Запорожское, Белый Хутор, Благовещенское и др.).
Нефти Таманского полуострова, в основном, тяжелые с плотностью от 908
г/см3 (Борисоглебское, сармат) до 964 г/см3
(Благовещенское, чокрак). Незначительное количество залежей содержат
утяжеленную нефть плотностью от 0,828 г/см3 (Северо-Нефтяное, сармат)
до 0,883 г/см3 (Фанагорийское, караган, чокрак). По вязкости нефти
относятся к высоковязким и с повышенной вязкостью. Динамическая вязкость
высоковязких нефтей в пласте изменяется от 30,4 МПа · с (Западно-Нефтяное,
чокрак) до 164,5 МПа · с (Западно-Ахтанизовское, нижний и средний сармат).
Нефти Тамани характеризуются невысоким содержанием серы от 0,11 до 0,47 %
(Северо-Нефтяное, верхний и нижний сармат). По содержанию смол выделяются
малосмолистые (менее 17%, Северо-Нефтяное, Западно-Ахтанизовское, Запорожское),
смолистые (17-35%, Стрельчанское, Борисоглебское, Фанагорийское) и
высокосмолистые (более 35%) нефти (Благовещенское, Гирляное, Западно-Нефтяное,
Плавневое, Камышеватое, Капустина Балка).
Газы миоценовых отложений «сухие» с высоким содержанием метана. Так газ
конкско-караганской залежи Западно-Благовещенского месторождения содержит
метана 99,2 % об. Газы чокракской залежи Восточно-Благовещенского
месторождения, контактирующей непосредственно с нефтяной залежью, содержат
метана 98,45 % об. Содержание тяжелых УВ без С5+В на месторождениях
Северо-Нефтяное и Восточно-Благовещенское составляет 1,7-0,92% об.,
соответственно. Содержание азота изменяется от 1,32 до 19,9% об., углекислого
газа - от 0,06 до 0,62% об.
Таким образом, нефти Тамани в своем большинстве тяжелые, высоковязкие,
смолистые, со значительным содержанием парафина, а природный газ
характеризуется высоким содержанием метана.
.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов
Рассмотрим характеристику коллекторов региона. В пределах
Керченско-Таманского поперечного прогиба установлена промышленная
нефтегазоносность отложений миоцена. В непосредственной близости от площади
работ[2] залежи УВ выявлены в отложения чокрака, карагана и сармата на площадях
Стрельчанская, Камышеватая, Северо-Нефтяная, Белый Хутор, Капустина Балка и др.
Коллекторы порово-кавернозно-трещинные, тонкослоистые, литологически
представлены известняком, доломитом, мергелем, алевролитом. Выявленные залежи
по типу нефтяные, газонефтяные (с газовой шапкой) и чисто газовые. На
месторождениях извлекаемые запасы нефти, как правило, не превышают 1 млн.т,
свободного газа - 0,5-1 млрд.м3, дебиты нефти, газа и пластовой воды
также относительно невысоки. Выделение пластов-коллекторов и определение их
эффективных толщин на Виноградном месторождении проводилось в работе [2] по
комплексу промыслово-геофизических исследований, с учетом анализов керна.
По данным кернового материала отложения мамайского горизонта представлены
чередованием трещиноватых известняков, мергелей и глин.
Продуктивные коллекторы порово-трещинного типа представлены трещиноватыми
известняками и слоистыми мергелями (рисунок. 4.1, 4.2). До настоящего времени
универсальной методики выделения эффективных толщин в таких разрезах нет.
Поэтому, выделение эффективных толщин в миоценовых отложениях затруднено и
проводилось в два этапа. [2]
этап - выделение по основным качественным признакам коллекторов порового
типа.
этап - выделение по основным качественным признакам коллекторов с
трещинной пористостью.
Выделение эффективных толщин проводилось на основании, как всех
перечисленных признаков, так и части их. Слабо применим признак выделения
коллекторов по методу ПС. Невозможно применить признак наличия радиального
градиента удельного сопротивления по данным БКЗ. Это связано с ограничением
метода при толщинах 0,6-2,4 м. Кроме качественных признаков при выделении
коллекторов учитывались количественные геофизические и петрофизические
параметры.
Продуктивные коллекторы, вскрытые в скважине № 1, представлены четырьмя
пропластками, разделенные глинами. Эффективная емкость коллекторов обусловлена
смешанной пористостью порово-трещинного типа. Промыслово-геофизические исследования
в скважине проводились с целью получения наиболее полной информации о разрезе
на основе типового комплекса, утвержденного для нефтяных и газовых скважин[3].
Рисунок 4.2. Структурная карта по подошве коллекторов среднего сармата
По комплексу ГИС выделено 4 газонасыщенных пласта коллекторов [2],
отличающихся друг от друга по электро-каротажной характеристике. Разделены они
глинистыми прослоями, толщины которых от 0,8 до 4 м.
Таблица 4.3 Результаты определения Кп коллекторов сарматского
яруса Виноградного месторождения
возраст
|
Интервал залегания, м
|
hобщ., м
|
hэф.нг., м
|
pп, Омм
|
Кгл., д.ед.
|
КпНК, д.ед
|
КпАК, д.ед
|
КпГГК, д.ед
|
Кп КЕРН д.ед
|
Принятые
|
Взвешенные
|
Данные керна
|
Данные опробования
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кп, д.ед.
|
Кнг, д.ед
|
Кп, д.ед
|
Кнг, д.ед
|
Средний сармат (мамайский
горизонт)
|
1457.2-1459.6
|
2,4
|
2,4
|
4,0
|
0,22
|
0,23-0,25
|
0,18-0,255
|
0,17-0,235
|
-
|
0,25
|
0,53
|
0,24
|
0,53
|
|
1463.6-1465.4
|
1,8
|
1,8
|
3,1
|
0,32
|
0,17-0,223
|
0,18-0,21
|
0,205
|
0,22-0,26
|
0,22
|
0,51
|
|
|
|
1469.4-1470.0
|
0,6
|
0,6
|
5,8
|
0,2
|
0,23-0,272
|
0,21-0,261
|
0,20-0,242
|
-
|
0,25
|
0,55
|
|
|
|
1470.8-1472.4
|
1,6
|
1,6
|
6,5
|
0,14
|
0,24-0,263
|
0,281
|
0,21-0,252
|
-
|
0,26
|
0,56
На Виноградном месторождении по результатам опробования в скважине № 1
Виноградная[2] состав газа в пласте метановый, с содержанием последнего в
процентах по объему 94,7922, этана - 4,1962, пропана - 0,1121, i-бутана - 0,0296, n-бутана - 0,0281, азота - 0,3093,
углерода - 0,469, кислорода - 0,0635.
При опробовании скважины № 1 Виноградная из интервала 1456,7-1472,9 м в
нижней части среднего сармата был получен безводный приток газа дебитом 43,57
тыс.м3 на 4 мм штуцере (Рисунок 4.3, 4.4). Замеренное пластовое
давление на глубине 1445 м составило 177,48 кгс/см2, пластовая
температура - 58,8º С. На Виноградном месторождении залежь свободного газа
приурочена к ловушке структурно-стратиграфического типа и содержится в
порово-кавернозно-трещинных коллекторах среднесарматских отложений[2]. Залежь
газа имеет размеры 1,6×0,9 км по изогипсе минус 1600 м (условный контур
газоносности), высота более 400 м. Наивысшая отметка кровли продуктивных
коллекторов вскрыта в скважине на глубине 1457,2 м (минус 1432,0 м), подошва -
1472,4 м (минус 1447,1 м). Газоводяной контакт в залежи не установлен и принят
по последней замкнутой изогипсе ловушки на отметке минус 1600м. Вскрытая
суммарная эффективная толщина продуктивных коллекторов по данным ГИС, равна 6,4
м. В отложениях мамайского горизонта по данным геофизических исследований
выделены 4 продуктивных коллектора. Коллекторы представлены трещиноватыми
известняками и мергелями.
Сведения об общих, эффективных и газонасыщенных толщинах Виноградной
площади приведены в таблице 2.3. В работе [3] для подсчета запасов УВ суммарная
газонасыщенная толщина по четырем пластам принята 6,4 м.
Рисунок 4.3. Геологический профильный разрез по линии I-I
Рисунок 4.4. Геологический профильный разрез по линии II - II
Таблица 4.2 Характеристика общих, эффективных и газонасыщенных толщин по
среднесарматской залежи Виноградного месторождения
Altр, м
|
Возраст
|
Интервал залегания пачки
абсолют. отм., м
|
hпач., м
|
Интервал залегания кол-ра
абсолют. отм., м
|
hобщ., м
|
hн.эф., м
|
17,5
|
ср. сармат
|
1457,2 -1472,4 -1432,0-
(-1447,1)
|
15,2
|
1457,2-1459,6
-1432,0-(-1434,4)
|
2,4
|
2,4
|
|
|
|
|
1463,6-1465,4
-1438,3-(-1440,1)
|
1,8
|
1,8
|
|
|
|
|
1469,4-1470,0
-1444,1-(-1444,7)
|
0,6
|
0,6
|
|
|
|
|
1470,8-1472,4
-1445,5-(-1447,1)
|
1,6
|
1,6
|
Залежь по типу пластовая, сводовая, стратиграфически ограниченная. Режим
в залежи предполагается газовый[3].
.4 Прогнозная оценка газа месторождения
Согласно «Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих
газов» Виноградное месторождение по величине геологических запасов газа
относится к группе очень мелких[2]. Запасы согласно работе составляют по
категории С1 - 69 млн. м3, по категории С2 -
35 млн. м3
Для подсчета начальных запасов газа Виноградной площади был использован
объемный метод, в основу которого положена формула:
Qизв. г
= F × h × Kп × Kг × f × (Рн
× αн - Рк ×
αк)
× η
(Qизв. г)0 - начальные извлекаемые
запасы газа, млн.м3;- площадь газоносности, км2;-
средневзвешенная по площади газонасыщенная толщина, м;п - коэффициент
пористости, доли ед.;
Кг - коэффициент газонасыщенности, доли ед.;
Кп - коэффициент открытой пористости, доли ед.;- поправка на
температуру;
Рн - начальное пластовое давление, физ. ат;
Рк - конечное пластовое давление в залежи после извлечения
промышленного запаса газа и установления на устье давления равного 1 ата;
αн - поправка на сверхсжимаемость газа при Рн;
αк - поправка на сверхсжимаемость газа при Рк;
Рк, αк - равно 1;
η - коэффициент извлечения газа.
Запасы газа подсчитывались объемным методом по категории С1
при следующих принятых параметрах подсчета:
- площадь газоносности - 0,78 км2;
- средневзвешенная по площади газонасыщенная толщина - 6,4 м;
- коэффициент открытой пористости - 0,24;
- коэффициент газонасыщенности - 0,56;
- начальное пластовое давление - 16,924 МПа (167,03 физ.ат.);
- поправочный коэффициент на температурные условия - 0,88;
- поправочный коэффициент на отклонение свойств газа от закона
«Бойля-Мариотта» - 0,71.
(Qизв. г.)0
= 0,78 × 6,4 × 0,24 × 0,56 × 0,88 × (167,03 ×
0,71 - 1) = 69 млн.м3
Запасы газа по категории С2 так же подсчитывались объемным
методом при следующих принятых параметрах подсчета:
- площадь газоносности - 0,49 км2;
- средневзвешенная по площади газонасыщенная толщина - 5,1 м;
- коэффициент открытой пористости - 0,24;
- коэффициент газонасыщенности - 0,56;
- начальное пластовое давление - 16,924 МПа (167,03 физ.ат.);
- поправочный коэффициент на температурные условия - 0,88;
- поправочный коэффициент на отклонение свойств газа от закона
Бойля -Мариота - 0,71.
(Qизв. г.)0
= 0,49 × 5,1 × 0,24 × 0,56 × 0,88 × (167,03
× 0,71 - 1) = 35 млн.м3
Параметры подсчета и начальные извлекаемые запасы газа представлены в
таблице 4.4
Таблица 4.4
Горизонт
|
Категория запасов
|
Площадь газоносности, км2
|
Средневзвеш. газонасыщ.
толщина, м
|
Коэффициент пористости,
доли ед.
|
Начальное пластовое
давление, физ. ат.
|
Поправка на сжимаемость
газа, доли ед.
|
Поправка на температуру,
доли ед.
|
Начальные запасы газа,
млн.м3
|
Средний сармат
|
C1
|
0,78
|
6,4
|
0,24
|
0,56
|
167,03
|
0,71
|
0,88
|
69
|
Средний сармат
|
C2
|
0,49
|
5,1
|
0,24
|
0,56
|
167,03
|
0,71
|
0,88
|
35
|
Подсчетные параметры и запасы газа Виноградного месторождения по работе
[2]
Выводы
. Виноградное месторождение по величине геологических запасов газа
относится к группе очень мелких.
. Газоводяной контакт в залежи не установлен и принят по последней
замкнутой изогипсе ловушки на отметке минус 1600м.
. Залежь по типу пластовая, сводовая, стратиграфически ограниченная.
. На Виноградном месторождении залежь свободного газа приурочена к
ловушке структурно-стратиграфического типа и содержится в
порово-кавернозно-трещинных коллекторах среднесарматских отложений.
. На Виноградном месторождении состав газа в пласте метановый.
Заключение
В тектоническом отношении Виноградное месторождение находится в
северо-восточной части Кизилташской зоны Керченско-Таманского поперечного
прогиба. На Виноградной площади отложения сарматского яруса являются
газоносными. Коллекторы литологически представленные желто-серым мергелем,
крепким, доломитизированным, местами кавернозным, трещиноватым. На Виноградном
месторождении залежь свободного газа приурочена к ловушке
структурно-стратиграфического типа и содержится в порово-кавернозно-трещинных
коллекторах среднесарматских отложений. Залежь по типу пластовая, сводовая,
стратиграфически ограниченная. Газоводяной контакт в залежи не установлен и
принят по последней замкнутой изогипсе ловушки на отметке минус 1600м. На
Виноградном месторождении состав газа в пласте метановый. Виноградное
месторождение по величине геологических запасов газа относится к группе очень
мелких.
Список использованных источников
1. «Тектоника южного обрамления Восточно-Европейской
платформы (Объяснительная записка к тектонической карте Черноморско-Каспийского
региона. Масштаб 1:2500000). / Под ред. В.Е. Хаина, В.И. Попкова. Краснодар:
Кубан. гос. ун-т, 2009. 213 с.
. Отчет по подсчету запасов газа в сарматских отложениях
виноградного месторождения ООО «КУБАНЬНЕФТЬ-РЕСУРСЫ»
. Проект пробной эксплуатации Виноградного месторождения ООО
«КУБАНЬНЕФТЬ-РЕСУРСЫ»
. «Проект поисково-разведочных работ на Виноградной площади
Краснодарского края». Краснодар, ООО НПЭ, 2005 г. Глазырин А.Н.
. «Паспорт на структуру Виноградную, подготовленную
сейсморазведкой к поисково-разведочному бурению». Краснодар, 2005 г. Волошин
В.И.
. «Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в
них компонентов». Москва, «Недра», 1989 г. В.В. Стасенкова и др.
. Оперативный подсчет запасов газа в сарматских отложениях
Виноградного месторождения Краснодарского края, ООО «Диагностика-гео»,
Краснодар, 2006 С.Л. Прошляков
Похожие работы на - Геологическое строение и газоносность Виноградного месторождения
|