Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности миоценовых отложений северного борта Западно-Кубанского прогиба

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности миоценовых отложений северного борта Западно-Кубанского прогиба

Характеристика геологического строения и нефтегазоносности северного борта Западно-Кубанского прогиба. Строение чокракских отложений. Литофациальная и структурно-фациальная зональность. Источники терригенного материала. Локальные перспективные объекты.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид магистерская работа
Язык русский
Дата добавления 24.02.2015
Размер файла 5,3 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра региональной и морской геологии

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

(МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ)

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности миоценовых отложений северного борта Западно-Кубанского прогиба

Работу выполнил Д. С. Васильченко

Научный руководитель

доц., канд. геол.-минерал. наук,

доц. М. А. Григорьев

Нормоконтролёр

доц., канд. географ.

наук, доц. О.Л. Донцова

Краснодар 2014

Реферат

Васильченко Дарья Степановна. «Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности миоценовых отложений северного борта Западн-Кубанского прогиба» (дипломная работа). 89 с., 4 раздела, 19 рис., 15 табл., 20 источников, 1 прил.

ЗАПАДНО-КУБАНСКИЙ ПРОГИБ, МИОЦЕНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ, ТЕКТОНИКА, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ, ЛОПАСТИ, ЧОКРАКСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ, АВПД, ТЕКТОНИЧЕСКМЕ БЛОКИ, КРАСНОДАРСКИЙ КРАЙ, ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ, СЕЙСМОСТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ.

Объектом исследования является северный борт Западно-Кубанского прогиба.

Цель работы - локализация прогноза нефтегазоносности в пределах северного борта Западно-Кубанского прогиба (ЗКП).

В данной работе рассмотрены основные проблемы, связанные с поиском залежей нефти и газа в ловушках нетрадиционного типа. Основанием для выполнения научно-исследовательской работы послужила необходимость повышения успешности нефтегазопоисковых работ в пределах северного борта Западно-Кубанского прогиба. В работе рассмотрена общая характеристика геологического строения ЗКП, литолого-стратиграфическая и сейсмогеологическая характеристики разреза. Детально изучена история геологического развития и условия осадконакопления миоценовых отложений. Дана оценка перспектив нефтегазоносности северного борта ЗКП.

Содержание

Введение

1. Общая характеристика геологического строения и нефтегазоносности северного борта Западно-Кубанского прогиба

1.1 Географическое положение

1.2 Геолого-геофизическая изученность

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза1

1.4 Тектоническое строение

1.5 Нефтегазоносность района исследований

1.6. Сейсмогеологическая характеристика разреза

1.7 Гидрогеологическая характеристика

2. Методы исследований фациально обстановки осадконакопления

3. Строение чокракских отложений северного борта Западно-Кубанского прогиба

3.1 История геологического развития и условия осадконакопления

3.2 Источники терригенного материала

3.3 Литофациальная и структурно-фациальная зональность

3.4 Резервуары и коллекторы в чокракских отложениях

3.5 Закономерности распространения АВПД

4. Оценка перспектив нефтегазоносности

4.1 Градация территории по степени перспективности

4.2 Локальные перспективные объекты

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Введение

нефтегазоносность прогиб отложение зональность

Осенью 1937 года вместо Кубанской области и Черноморской губернии образовался Краснодарский край общей площадью около 76 тысяч квадратных километров. Численность населения края по данным Росстата на 2013 год составляет 5 330 181 человек. Таким образом, Краснодарский край занимает третье место по численности населения среди регионов России после Москвы и Московской области. На Кубани проживают более 120 наций и народностей, среди которых преобладают русские, армяне и украинцы [20].

Сегодня Кубань - это стабильно и динамично развивающийся субъект Российской Федерации. На сегодняшний день основу экономического потенциала Краснодарского края составляют сельскохозяйственный, топливно-энергетический, строительный, промышленный и транспортный комплексы.

В структуру топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Краснодарского края входят следующие отрасли:

электроэнергетическая;

теплоэнергетическая;

газовая;

трубопроводный транспорт;

нефтегазодобывающая;

нефтеперерабатывающая;

нефтепродуктообеспечение.

Как отмечают исполнительные органы государственной власти Краснодарского края, «стратегическими направлениями долгосрочной краевой энергетической политики являются энергетическая безопасность, энергетическая эффективность, бюджетная эффективность и экологическая безопасность топливно-энергетического комплекса края». Таким образом, устойчивая работа рассматриваемого комплекса играет определяющую роль в развитии и стабильном функционировании хозяйственного комплекса и социальной сферы края.

Ресурсная база нефти и газа Краснодарского края была сформирована в основном в 50-60 гг. прошлого столетия. Легкодоступные, выходящие прямо на поверхность Земли месторождения нефти в крае на Таманском полуострове были известны в XVIII в. Со второй половины XIX в. нефть на Кубани стали добывать в промышленных масштабах. Именно на Кубани родилась отечественная нефтегазовая отрасль - здесь в 1864 году была пробурена первая нефтяная скважина в России. За все время в Краснодарском крае было добыто около 230 млн. т. нефти и 400 млрд. м3 газа.

Современное состояние нефтегазодобывающей отрасли края осложнено наличием ряда проблем, решение которых обуславливает дальнейшие темпы и направления развития нефтегазового комплекса. Можно выделить следующие основные проблемы нефтегазодобывающей отрасли Краснодарского края:

истощение запасов нефтяных месторождений;

сложное геологическое строение месторождений;

недостаточные капвложения в геологоразведочные работы и т. д.

Таким образом, на сегодняшний день основная цель проведения политики в нефтедобывающей отрасли - увеличение добычи углеводородного сырья путем реализации мероприятий по поиску и разведке новых месторождений на территории края.

Выяснение условий осадконакопления, характера распространения коллекторов, образования ловушек, обоснование прогнозных ресурсов, формирование залежей, разработка научно-обоснованных направлений поисков УВ направленные, в конечном счете, на приращение ресурсной базы, позволит существенно улучшить результативность проведения ГРР, их эффективность и повысить уровень добычи УВ.

Цель выполнения научно-исследовательской работы - необходимость сужения нефтегазопоисковых работ на наиболее перспективные направления в пределах северного борта Западно-Кубанского прогиба.

Основные задачи исследований:

1. Комплексный анализ имеющихся архивных материалов и оценка критериев нефтегазоносности в среднемиоценовых отложениях путем:

* изучения условий формирования отложений;

* прогноза развития коллекторов;

*определения основных закономерностей преобразования органического вещества, образования ловушек и формирования залежей УВ;

2. Оценка перспектив нефтегазоносности миоценовых отложений платформенного борта ЗКП, с выделением первоочередных зон и объектов.

3. Выявление потенциально перспективных объектов для поисков залежей нефти и газа в пределах северного борта Западно-Кубанского прогиба.

Направление поисков залежей в миоценовых отложениях северного борта ЗКП (Сладковско-Морозовский участок, площадь Элитная и т. д.) строится в настоящее время на основе следующих отправных положений:

1)залежи УВ в чокракских отложениях северного борта ЗКП приурочены к зоне интенсивного развития сбросовых оползневых дислокаций (ротационных сбросов, по Н.М.Галактионову (1999) и максимальных толщин чокрака.

2)поисковое значение имеют и небольшие поперечные сбросы и флексуры, осложняющие строение отдельных блоков (Н.М.Галактионов (1999). Предполагается, что поперечные сбросы и флексуры, образующие малоамплитудные грабенообразные структуры фиксируют приосевые зоны крупных длительно развивающихся транспортных каналов с развитием в них гранулярных коллекторов;

3)критерием наличия коллекторских пачек по сейсмическим данным является наличие линзовидных сейсмофаций, отвечающих, предположительно, структурам уплотнения;

4)субширотные разрывные нарушения, разделяющие отдельные блоки, затрагивают комплекс отложений от верхнего майкопа до верхнего сармата;

5)распределение коллекторов в отложениях чокрака неравномерно и определялось главным образом условиями осадконакопления (литофациальной зональностью);

6)распределение залежей помимо литофациальной зональности контролируется структурно-тектоническими факторами;

7)В.М.Галактионовым (1999) выдвинуто предположение о существовании парагенетических связей между интенсивностью прогибания Сладковско-Морозовской зоны (выразившейся в толщинах), амплитудой ротационно-разрывных нарушений и генерацией углеводородов.

1. Общая характеристика геологического строения и нефтегазоносности северного борта Западно-Кубанского прогиба

1.1 Географическое положение

Территория исследований расположена в Краснодарском крае (рисунок 1). В физико-географическом плане она приурочена к Приазовской низменности.

По климату площадь относится ко второй (Приазовской) климатической провинции Краснодарского края.

Климат умеренно-континентальный, смягчающее влияние на него оказывает Азовское море. Среднегодовая температура изменяется от +9° до +11°С. Лето не имеет резких температурных колебаний, осень теплая, зима, как правило, не отмечается большими холодами.

Гидросеть района представлена, в основном, каналами поливного земледелия и отдельными ериками.

Для бытовых и технических нужд используются воды артезианских скважин, каналов и ериков [1].

Рисунок 1 - Физико-географическая карта с элементами тектоники [2]

1.2 Геолого-геофизическая изученность

Северный Кавказ относится к числу наиболее изученных в геологическом плане регионов России. История геологического изучения региона начинается с XVIII века с исследований таких ученых, как Паллас И. С., Мушкетов И. В., Левинсон-Лессинг Ф. Ю., Абих Г. В. и др. В результате их работы стала вырисовываться схематичная картина геологического строения Большого Кавказа.

Толчком развития нефтяной промышленности Кубани послужило получение первого промышленного притока нефти в долине реки Кудако в 1865 г. Через три года Романовский Г. Д. составил карту распространения нефтяных залежей.

Значительный вклад в изучение стратиграфии, тектоники и нефтегазоносности Северного Кавказа внесли Губкин И. М., Гарноцкий С. И., Богданович К. И., Прокопов К. О. и др. В 1926 г. Рангартеном В. П. была составлена первая тектоническая схема Большого Кавказа. В это же время Белоусов В. В. Представляет работы по тектонике и истории геологического развития Большого Кавказа. Губкин И. М., Вялов О. С., Коротков С. Т., Ульянов А. В. Проводят исследования на Кубани и Черноморском побережье. Данные ученые принимали участие в создании геологической карты Кавказа в масштабе 1: 1 000 000, которая наглядно иллюстрировала сложное строение региона.

В предвоенные годы в пределах краевой зоны Северо-Западного Кавказа проводится геологическое картирование, структурно-картировочное и разведочное бурение. Эти работы связаны с именами И.М. Губкина, М.П. Ваганова, Н.Б. Вассоевича, Д.Ф. Власова, А.Л. Козлова, А.В. Ляджина, С.А. Сарычева, А.Н. Федорова, С.П. Чарноцкого.

В послевоенные годы начинается планомерное и интенсивное изучение Западного Кавказа, ориентированное на развитие нефтяной промышленности Кубани. В крае разворачиваются геофизические работы в сочетании с опорным и разведочным бурением. В 1946 г. появляется геотектоническая схема Северо-Западного Кавказа, разработанная А.В. Ульяновым, освещающая вопросы зональности Северного Кавказа и схема структурного районирования Л.А. Варданянца [3].

В конце 40-х гг. на территории Западного Предкавказья были проведены гравиметрическая, магнитная, электрическая съемки регионального характера. Сейсмические исследования района были начаты в 50-е гг. В результате этих работ в пределах Западно-Кубанского прогиба (ЗКП) в понт-меотических отложениях в 1951-1957 гг. были выявлены и подготовлены к поисковому бурению Славянское, Фрунзенское, Красноармейское и Южно-Петровское поднятия [5]. В 1956 году в результате поисково-разведочного бурения на Славянской и Фрунзенской площадях были выявлены газовые залежи, приуроченные к IV песчаному горизонту меотиса, а на последней - во II горизонте понта [6].

В 1952-1956 гг. открыто наиболее крупное на Кубани Анастасиевско-Троицкое месторождение. В 1958-1965 гг. А.Н. Шарданов публикует несколько работ (1960, 1961, 1962), где описывает продольную зональность региона, выделяя при этом поперечные, разрывные и флексурно-разрывные структуры.

По мере уточнения тектоники Кавказа устанавливается тесная связь современного рельефа и структуры региона, изучается развитие неотектонических процессов. Изучению этих проблем посвящены исследования В.М. Муратова (1962), В.Е. Хаина (1968), Е.Е. Милановского (1968), И.Н. Сафронова (1964, 1969), А.А. Софского (1962) и др.

В 1958-1972 гг. проводится геологическая съёмка региона (М.А. Бахтин, Ф.К. Байдов, С.А. Афанасьев и др.), выявляющая роль разрывных структур в геологическом строении и геоморфологии района. Большое значение в изучении геологического строения региона имеют работы по стратиграфии и литологии мезозойских отложений, выполненные В.Л. Егояном, З.А. Антоновой, Н.И. Субботиной, Т.А. Шмыгиной, Л.А. Байдовой, П.С. Жабревой и др.

С 50-х годов нефтепоисковые работы и научные исследования по оценке промышленной газоносности региона проводят трест Краснодарнефтегеофизика, объединение Краснодарнефтегаз и институт ВНИПИтермнефть (А.И. Дьяконов, В.П. Пекло, В.И. Корнеев, И.А. Кондратьев, И.А. Воскресенский, Ф.К. Байдов, С.Ф. Сидоренко и др.).

В 1970-1977 гг. проводится структурное бурение в пределах Индоло-Кубанского прогиба с целью подготовки структур для поискового бурения. В результате этих работ установлена промышленная нефтегазоносность на целом ряде площадей и месторождений, связанных с палеоцен-эоценовым, майкопским и миоцен-плиоценовым нефтегазоносными комплексами [3].

В 1985 - 1997 гг. работами сейсморазведочных партий в пределах северного борта Западно-Кубанского прогиба в тортонских отложениях была прослежена зона разрывных нарушении, выделен ряд блоков, а в их пределах - положительные структурные формы, перспективные для поисков залежей УВ. Наиболее перспективными являются Галицинская, Восточно- и Северо-Галицинская, Беликовская, Восточно-Беликовская, Кочковатая, Морозовская, Западно-Морозовская, Южно-Морозовская, Варавенская, Терноватая и другие площади. На Морозовской, Западно-Морозовской, Западно-Мечетской, Южно-Морозовской, Варавенской, Сладковской, Западно-Беликовской и Терноватой площадях поисково-разведочным бурением были открыты нефтегазовые месторождения в чокракских отложениях [6].

В 1980-2000 гг. продолжаются нефтепоисковые и нефтеразведочные работы на площадях и структурах в пределах Индоло-Кубанского прогиба как на суше, так и на акватории, где как на акватории Азовского моря, так и на суше в 1982-1985 гг. выявлены залежи углеводородов в надмайкопских отложениях в группе Прибрежных месторождений, а так же в чокрак-караганских, реже понт-меотических отложениях (Сладковское, Варавенское, Гривенское и т.д. месторождений) [3]. Гравиметрические съемки масштаба 1: 200 000 проведены на всей рассматриваемой территории. Результаты съемок использовались в процессе создания схем тектонического районирования Западного Предкавказья. Аэромагнитная съемка масштаба 1: 200 000 охватывает всю территорию края.

На рисунке 2 и в таблице 1 представлены краткие сведения о выполненных ранее работах.

Таблица 1 - Аэрогеофизическая съемка

№№

на

рис. 2

Наименование организации,

партии, автор отчёта

Год

съёмки

Аппаратура

Масштаб

съёмки

1.

Западный геофизический трест (ЗГТ)

Донбасская аэромагнитная партия

Маева Е.А.

1957

АГСМ-25

1:200 000

2.

ПГУ Кольцовская экспедиция

Северо-Кавказская аэромагнитная партия

Гершкович В.Л.

1958

АГСМ-25

1:200 000

3.

ЗГТ, экспедиция № 4

Кубано-Ставропол. аэромагнитная партия

Яковенко Н.С.

1963

АММ-13

1:200 000-

1:100 00

В 1974 г. на Таманском полуострове была проведена аэромагнитная съёмка с качественно новой по тем временам аппаратурой (магнитометр КАМ-28) в масштабе 1: 50 000. Полученные материалы продемонстрировали возможности использования магнитного метода для картирования структур осадочного чехла в пределах суши. В 2000 г. в западной части Краснодарского края и прилегающей шельфовой зоне Азовского моря были выполнены опытно-методические аэрогеофизические (магнитная, тепловая и газовая) исследования с качественно новой аппаратурой (магнитометр АКМ-01, тепловизор «Малахит» и газовый анализатор ДОГА-М2). Такая съёмка была впервые выполнена не только в Краснодарском крае, но и в России. По материалам обработки были построены: карта аномального магнитного поля, карта остаточных аномалий магнитного поля, карта рельефа магнитных пород фундамента масштаба, карта теплового поля и результатов газовой съёмки по метану и пропану, схема структурно-линеаментного дешифрирования по материалам тепловой съёмки, карты интерпретации магнитного поля по фундаменту и осадочному чехлу с прогнозом на поиски ловушек углеводородов. По результатам работ было проведено тектоническое районирование территории с выделением блоков фундамента [3].

Рисунок 2 - Картограмма аэрогеофизической изученности Краснодарского края [3]

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Геологический разрез Западно-Кубанского прогиба состоит из двух крупных хорошо выраженных структурных комплексов: интенсивно дислоцированного домезозойского основания и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.

Мезозойско-кайнозойский плитный чехол, залегающий на складчатом основании бассейна, начинается в большинстве случаев со средней юры, а в структурно приподнятых участках - с различных горизонтов мела и включает полный разрез палеогена, неогена и антропогена (рисунок 3). Залегание пород чехла характеризуется общим наклоном к югу с увеличением мощностей в том же направлении, вплоть до максимальных в центральных осевых частях передовых прогибов. Общая мощность чехла в наиболее глубоких частях Западно-Кубанского передового прогиба превышает 10-12 км. Подстилающие отложения в пределах северного борта и погруженной части ЗКП бурением не изучены [7].

В связи с тем, что целевым объектом исследовании являются антропоген-миоценовые отложения, литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится от антропогена до чокракских отложений по данным бурения на изучаемых площадях (рисунок 4).

Антропоген - нерасчлененный плиоцен

Отложения этого возраста слагают верхнюю часть осадочного комплекса. Подошва их в разрезе скважин проводится по началу высоких кажущихся сопротивлений, относимых к породам куяльницкого возраста. Разрез сложен глинами желто-бурыми, коричневыми, зелеными и песками серыми, тонкозернистыми, известковистыми с обломками раковин. Толщина этих отложений в пределах площади исследовании составляет 80-120 м [4].

Рисунок 3 - Стратиграфические разрезы Западно-Кубанского прогиба [3]

Рисунок 4 - Сейсмо-стратиграфический разрез

Плиоцен

В таблице 2 представлена схема деления плиоцена по Эберзину А. Г. (1964 г), составленная при участии Ушко К. А. и Балуховского А. Н.

Таблица 2 - Плиоцен

Подотдел

Ярус

Подъярус

Горизонт

Верхний плиоцен

Апшеронский

Верхний

Средний

Нижний

Акчагыльский

Верхний

Средний

Нижний

Средний плиоцен

Куяльницкий

Верхний

Крыжановский

Нижний

Паквешинский

Киммерийский

Верхний

Пантикапейский

Средний

Камышбурунский

Нижний

Азовский

Нижний плиоцен

Понтический

Верхний

Босфорский

Средний

Портаферский

Нижний

Одесский и евпаторийский

Куяльницкий ярус

Представлен переслаиванием песков и глин примерно в равном соотношении. Пески серые и светло-серые, кварцевые, от тонкозернистых до среднезернистых, слюдистые, слабоуплотненные. Глины голубовато-серые, реже бурые, пластичные, в различной степени иэвестковистые. Толщина не превышает 260-280 м [6].

Киммерийский ярус

Отложения яруса делятся на две части: верхнюю - песчанистую и нижнюю - глинистую. Песчанистая часть представлена пачками песков толщиной 10-40 м, разделенных редкими прослоями темных неизвестковистых глин. Пески кварцевые светло-серые, от мелкозернистых до среднезернистых, рыхлые. Нижняя часть сложена преимущественно глинами темно-серыми, неизвестковистыми, песчанистыми. Толщина яруса - 430-540 м [3].

Понтический ярус

Верхняя часть яруса сложена толщей глин. Глины преимущественно серые, неслоистые, известковистые, песчанистые, местами обогащенные обломками раковин. Нижняя часть представлена песчано-алевритовыми породами II и III продуктивных горизонтов. Литологически II и III горизонты сложены песками и алевролитами светло-серыми, кварцевыми, рыхлыми, мелко- и среднезернистыми, неизвестковистыми, хорошо отсортированными [6]. Понтический ярус нижнеплиоценового возраста выделяется в составе новороссийского и босфорского горизонтов. Новороссийский горизонт представлен песками, мелко- и среднезернистыми, кварцевыми, алевролитами кварцевыми. Мощность новороссийского горизонта составляет от 100 м на северном борту ИКП до 300-320 м в центральной части ИКП. Босфорский горизонт представлен глинами темно-серыми, зелеными с прослоями алевролитов, известняков, мергелей, мощностью 100-150 м.

Общая мощность понтического яруса составляет 200-500 м [3].

Миоцен

Вопрос об отложениях, которые следует относить к среднему и верхнему миоцену, является спорным и до настоящего времени не получил однозначного решения. К верхнему миоцену относится мэотический ярус и сарматский ярус, который подразделяется (снизу вверх) на волынский, бессарабский и херсонский горизонты [8]. Несмотря на разногласия, в существующих схемах мэотический ярус включается в состав верхнего миоцена (таблица 3).

Таблица 3 - Неогеновая система

Подотдел

Ярус

Подъярус

Горизонт

Верхний миоцен

Мэотический

Верхнеммэотический

(молдаванский)

Нижнемэотический

(панагийский)

Сарматский

Верхнесарматский

(херсонский)

Среднесарматский

(бассарабский)

Нижнесарматский

(волынский)

Средний миоцен

Тортонский

Конкский

Караганский

Чокракский

Тарханский

Мэотический ярус

Представлен песчано-глинистыми отложениями, в разрезе которых выделяется до пяти песчаных горизонтов толщиной от нескольких метров до 100 м.

Мэотический ярус подразделяется на три горизонта, нижний из которых сложен глинами и мшанковыми известняками. Мощность очень невыдержана -- от 17 до 170 м. Средний горизонт представлен глинами с прослоями диатомитов; мощность его 114 м. Верхний горизонт (40 м) состоит главным образом из песчаных слоистых глин с прослоями тонкозернистого светло-серого песка. В отложениях мэотиса присутствует многочисленная фауна: Syn­ desmya tellinoides Sinz., Ervilia minuta Sinz., Congeria panticapaea Andruss., Venerupis abichi Andruss., Neritina sp., Hyrobia sp., Mohrensternia sp., Area sp. и др. В Западно-Кубанском прогибе мэотические отложения представлены оливково-серыми и темно-серыми глинами с прослоями и пачками алевролитов. Реже встречаются светлые известковистые глины. На отдельных площадях среди глин залегают прослои доломитизированных мергелей. На Анастасиевско-Троицкой площади выделяется мощная (100 м) пачка средне- и крупнозернистых рыхлых песчаников с прослоями глин с Typha latissima. Отложения охарактеризованы многочисленной фауной. Мощность отложений на различных площадях колеблется от 350 до 470 м [8].

Сарматский ярус

Сарматский ярус расчленен на нижне-средне-верхнесарматские подъярусы. Общая мощность сарматского яруса составляет до 900 метров [3].

На территории Западного Предкавказья на основании литолого-фациального анализа выделяются две зоны, которые тесно увязываются с тектоническими структурами. На юге выделяется зона Западно-Кубанского передового прогиба, характеризующаяся широким развитием глубоководных глинистых осадков с многочисленной микро- и макрофауной в нижнем и среднем сармате и редкой микрофауной в верхнем, причем следует отметить, что в верхнем сармате появляются прослои доломитизированных мергелей, образующих на отдельных площадях пачки, переслаивающиеся с глинами. Мощности сравнительно выдержаны и колеблются в пределах 500-- 550 м. Второй зоной является остальная, северная часть Азово-Кубанской впадины (без Передового прогиба).

В Западно-Кубанском передовом прогибе нижний сармат сложен однообразной толщей глин с редкими прослоями алевролитов и мергелей. Мощность 120--175 м. На поверхностях напластования глин встречаются раковины Syndesmya reflexa Eichw., Cardium praefischerianum Koles., C. subfittoni Andruss., кроме того, часто встречаются Miliolina ex gr. reussi Bog d., Miliolina ex gr. consobrina (Orb.), Entosolenia aff. irma Bog d., Entosolenia ex gr. marginata (W alkeret Boys) и др. Нижняя граница сармата проводится по исчезновению последних полигалинных конкских фораминифер и появлению многочисленных Quinqueloculina reussi В о g d. и других нижнесарматских видов.

В Западно-Кубанском передовом прогибе средний сармат представлен главным образом глинами с прослоями алевролитов, а на отдельных площадях появляются прослои доломитизированных мергелей мощностью от 2--3 см до нескольких десятков сантиметров. На всей описываемой территории В. А. Гроссгеймом (1959) отмечается наличие двух типов глин: серых известковистых, алевритистых, слоистых со скоплениями раковин пелеципод и редкими остатками рыб и неизвестковистых темно-серых, тоже слоистых. В отложениях встречены Cryptomactra pes-anseris Andruss., Miliolina corrugis Koles. et G e г k e, M. voloschinovae В о g d. var. brevidentata V о 1 о s с h., M. angustioris В о g d., M. kolesnikovi В о g d., Nonion martkobi В о g d., Articulina problema В о g'd., A. paradoxalis В о g d. и многие другие. Мощность среднего сармата достигает 200--250 м.

Нижний горизонт сложен тонкочередующимися зеленовато- и голубовато-серыми глинами и светло-серыми пористыми и плотными мергелями. Мощность отложений 100 м. Горизонт характеризуется обилием Mactra naviculata Bally и Cardium sp [8].

Тортонский ярус

Отложения тортонского яруса подразделяются на конкский, караганский, чокракский и тарханский горизонты [4].

Бассейн, существовавший на Северном Кавказе в тортонский век, вначале имел нормальную соленость. В это время в нем отлагались слои, относимые к тарханскому горизонту. Затем наступает опреснение, постепенно увеличивающееся в чокракское время, в результате которого бассейн в караганское время превращается в сильно опресненный, почти пресноводный бассейн. В конкское же время воды этого бассейна вновь резко повышают свою соленость и затем начинается новый цикл его опреснения [8].

Таким образом, существуют различия в литологическом составе отложений. Эти различия обуславливаются накоплением отложений в обособленных друг от друга бассейнах и различным гидрологическим режимом, что позволяет выделить структурно-фациальные зоны.

Отложения, которые выделяются на Северном Кавказе под названием конкского горизонта, обычно имеют небольшую мощность, как правило, измеряемую немногими десятками метров. Совершенно условно к этому ярусу присоединяются также немые слои, которые ограничены сверху отложениями, охарактеризованными типичными караганскими моллюсками -- Spaniodontella pulchella, а снизу слоями, содержащими массовое количество спириалисов.

На изучаемой территории конкский горизонт представлен темно-серыми с зеленоватым оттенком полосчатыми, местами песчанистыми известковистыми глинами с прослоями песчаников. Из этих отложений определены: Ervilia trigonula S о k., Miliolina gracilis (К a r r e r.) и др. [8].

Караганский горизонт сложен преимущественно глинами темно-серыми, местами с коричневатым или зеленоватым оттенком, с редкими прослоями доломитизированных мергелей, известняков и, реже, - алевролитов [3]. Караганский горизонт характеризуется резко обедненной фауной моллюсков и фораминифер и пышным развитием лишь одного моллюска -- Spaniodontella ex gr. pulchella В a i 1 у. Обусловливается это тем, что осадконакопление происходило во время сильного опреснения среднемиоценового бассейна, в котором выжили только представители рода Spaniodontella, заселившие все его участки [8].

Отложения чокракского и тарханского возраста характеризуются смешанным комплексом чокракской и тарханской фауны, в самостоятельные горизонты не выделяются и рассматриваются совместно как чокракские, которые разделяются на три части [4].

В 1884 г. Н. И. Андрусов на Керченском полуострове у оз. Чокрак установил наличие среднемиоценовых отложений, из которых выделил известняки чокракского горизонта. Отложения, относимые к чокракскому горизонту в принятом объеме, в большинстве областей Северного Кавказа представлены песчано-глинистыми осадками, среди которых известную роль в области развития мелководных отложений играют песчаные ракушники и ракушниковые известняки. По фауне моллюсков и фораминифер чокракские отложения довольно отчетливо подразделяются на две части: нижнюю, характеризующуюся разнообразной типично чокракской макро- и микрофауной, и верхнюю, для которой характерно заметное обеднение как фауны моллюсков, так и фауны фораминифер [3].

В Западном Предкавказье по мере удаления на север от Кавказского горного сооружения совершенно отчетливо намечается постепенная фациальная изменчивость от мелководных к глубоководным. Глины чокрака слагают обычно пониженные части дна чокракского моря, мергели и известняки -- приподнятые участки. Известняки встречаются в виде небольших линз и имеют локальное распространение. В работе И. М. Губкина (1915) имеется весьма ценное заключение о палеогеографии в чокракское время: «Ярко выраженный мшанковый характер известняков указывает на их прибрежное образование в виде рифовых отложений. Следовательно, изучение распространения их дает возможность реконструировать береговую линию чокракского моря, которое глубокими заливами вдавалось в сушу, сложенную главным образом фораминиферовыми слоями» [8].

1.4 Тектоническое строение

Позднеорогенная стадия развития Кавказа характеризуется дальнейшим прогибанием Предкавказских краевых прогибов (Индоло-Кубанского и Терско-Кусарского), начатым еще в раннеорогенной стадии развития. Вследствие этого краевые прогибы заполнялись мощными толщами песчано-галечниково-глинистых отложений (верхними молассами) (рисунок 5). Оба прогиба с конца миоцена значительно углубились (на 2,0-3,5 км), расширились к северу за счет прилегающих участков эпигерцинской платформы и были заполнены в своих осевых и южных частях, прилегающих к складчатому сооружению Кавказа, грубообломочными отложениями верхней молассовой формации. Для структур обоих прогибов характерны асимметрия, наличие крутых южных бортов и пологих северных «платформенных» склонов и присутствие в их осевых, наиболее глубоких частях зон молодых антиклинальных поднятий, интенсивно развивавшихся в плиоцене и антропогене.

В своей структуре Индоло-Кубанский прогиб вырисовывается как резко асимметричная депрессия, выполненная верхнемиоценовыми, плиоценовыми и четвертичными отложениями общей мощностью до 2,5 км [9]. Выделяется восточная часть прогиба - Западно-Кубанский прогиб и его средний участок - Южно-Азовский прогиб.

Западно-Кубанский краевой прогиб (ЗКП) представляет собой восточную часть Индоло-Кубанского краевого прогиба, ограниченного на западе Симферопольским поднятием Крыма, а на востоке - Адыгейским выступом Северо-Кавказского краевого массива (рисунок 6). Длина ЗКП - более 250 км, ширина - до 90 км. Южный борт ЗКП отделяется от области альпийской складчатости Западного Кавказа Ахтырской зоной разломов. Наибольшие глубины залегания палеозойского фундамента приурочены к центральной части Индоло-Кубанского прогиба (занимающей южную часть Азовского моря и Таманский полуостров) и составляют 12-14 км. ЗКП характеризуется относительно простым асимметричным строением с пологим, широким северным бортом и с крутым, очень узким южным бортом. Южный борт осложнен линейными складками и разрывами, захватывающими породы мела и палеогена, которые эродированы и трансгрессивно перекрыты майкопской серией. Этот борт пересечен поперечными разрывами, разделяющими его на четыре блока, различающиеся по своей структуре, полноте разреза, характеру складчатости и амплитуде продольных разрывов [10].

В пределах северного борта ЗКП караган-чокракские отложения разбиты серией конседиментационных разрывных нарушений на тектонические блоки (рисунок 7). Это способствует созданию благоприятных условий для возникновения ловушек экранированного типа. По мнению большинства исследователей, эти тектонические блоки северного борта прогиба образовались за счет подводно-оползневых явлений на склоне дна морского бассейна [7].

Разрывные нарушения представлены сбросами. В региональном структурном плане основные сбросы имеют продольное простирание. Широко представлены диагональные разрывы, особенно на участках расщепления основных сбросов. Поперечные сбросы и флексуры имеют резко подчиненное значение.

Выполаживание сбросов в Майкопе усилило ротацию (запрокидывание) формирующихся ступенчатых блоков и способствовало образованию в их опущенных крыльях антитектических сбросов второго порядка, оперяющих главные сбросы и наклоненные навстречу им.

Антитектические сбросы с амплитудами смещений 10-20 м установлены в Морозовском и Северо-Морозовском блоках, флексурообразные осложнения аналогичной природы широко развиты в пределах всего Прибрежно-Морозовского конуса выноса. Антитектические сбросы и флексурные осложнения охватывают узкий стратиграфический интервал разреза от карагана до среднего-верхнего чокрака. В целом, намечается приуроченность ареалов интенсивного развития антитектических сбросов и флексурных осложнений к осевой зоне Сладковско-Морозовского конуса, характеризующейся максимальным прогибанием в чокракском веке и высокоамплитудными смещениями в последующую эпоху.

Верхняя стратиграфическая граница основных сбросов варьирует в широких пределах.

Наиболее поздние подвижки, охватившие верхний сармат и меотис, установлены на Прибрежной площади, а судя по пликативным дислокациям в вышележащих отложениях сбросообразование продолжалось в данном районе вплоть до плиоценовой эпохи. В Сладковско-Морозовском конусе сбросообразование затронуло верхний сармат. В восточном направлении верхняя стратиграфическая граница постепенно снижается. На восточных флангах Сладковско-Морозовского конуса и Прибрежно-Кировского участка сбросообразование затухает соответственно в среднем и нижнем сармате, на Южно-Андреевском участке и Новотатаровской площади - в низах карагана.

Временной диапазон возникновения дизъюнктивных дислокаций охватывает ранне- и среднекараганское время.

Караганские и вышележащие породы, формировавшиеся в обстановке ротационно-сбросовых дислокаций, характеризуются резким различием толщин и отсутствием, как правило, корреляции разрезов не только на смежных участках блоков, но нередко в пределах одного и того же блока.

Максимум интенсивности сбросообразования приходится на вторую половину карагана, нижний и средний сармат. Крупный перерыв приурочен к границе карагана и сармата. Перерыв сбросообразования между нижним и средним сарматом выражен не столь отчетливо [11].

Рисунок 5 - Тектоническая карта

Рисунок 6 - Тектоническая схема Предкавказья по Клавдиевой Н. В. [10]

Рисунок 7 - Сейсмогеологический разрез

1.4 Нефтегазоносность района исследований

В соответствии с принятой схемой нефтегазогеологического районирования площадь исследований приурочена к Азово-Кубанской нефтегазоносной области и располагается в пределах северного борта Западно-Кубанского прогиба (рисунок 8) [4].

В разрезе Предкавказья установлено семь регионально нефтегазоносных комплексов, отличающихся по геологическому строению, масштабам нефтегазонакопления и условиям размещения залежей УВ: триасовый, нижне-среднеюрский, нижнемеловой, верхнемеловой, палеогеновый и неогеновый.

На северном борту Западно-Кубанского прогиба основным является неогеновый нефтегазоносный комплекс. Здесь выделяются два этажа газонефтеносности: верхний - в отложениях понт-меотиса, к которым приурочены залежи газа и нижний - в отложениях чокрака, с которыми связаны газоконденсатные, нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения.

Нефтегазоносность среднего миоцена северного борта ЗКП, а именно чокракских отложений установлена в 1985 г. открытием Прибрежного нефтегазоконденсатного месторождения. К настоящему времени также открыты газоконденсатные и нефтяные залежи на Сладковской, Морозовской, Южно-Морозовской, Западно-Морозовской, Варавенской, Терноватой, Восточно-Черноерковской, Западно-Беликовской, Западно-Мечетской, Северо-Рисовой и Чумаковской площадях [7].

Характерными особенностями группы месторождений Прибрежно-Морозовского района являются: аномально высокие пластовые давления (коэффициент аномальности (Кан) = 1,96-2,03); резкая изменчивость коллекторских свойств продуктивных пачек по площади; неоднозначность характеристики некоторых пластов по ГИС; уникально высокое, приближающееся к критическому, и различающееся по пачкам конденсатосодержание; сложное фазовое состояние УВ в залежах; высокое содержание парафинов в продукции, что в совокупности существенно осложняет как проведение геологоразведочных работ, так и эксплуатацию месторождений.

Основной объем запасов УВ на месторождениях Прибрежно-Морозовского района сосредоточен в IV пачке чокракского комплекса. Притоки из различных пачек чокрака изменяются от 3 до 200-250 тыс. м3/сут - газа, от 10-15 до 240 м3/сут - конденсата, и от 30 до 205 т/сут - нефти. По данным некоторых исследований (Одинцов Н.И., Бигун П.В., Микерина Т.Б., Колесниченко В.П.), чокракские отложения имеют достаточный генерационный потенциал и способны образовать скопления жидких и газообразных углеводородов. Также не исключается возможность вертикальной миграции углеводородов из майкопских нефтегазоматеринских толщ в чокрак по разрывным нарушениям [7].

Перспективы нефтегазоносности северного борта ЗКП в настоящее время связываются главным образом с чокракскими отложениями [6].

В последние годы промышленная нефтегазоносность чокракских отложений установлена на Прибрежной, Сладковской, Варавенской, Морозовской, Южно-Морозовской, Западно-Морозовской, Восточно-Черноерковской и Терноватой площадях. На Прибрежной площади по данным кернового материала и комплекса ГИС выделяется восемь песчано-глинистых пачек, содержащих от 1 до 2-4 песчано-алевритовых пластов-коллекторов. Из них газоносны верхние шесть (I-VI) пачек. Газоконденсатные залежи приурочены к ловушкам литологического, структурно-литологического и тектонически-экранированного типа. При опробовании пачек в скважинах 1 и 3 получены фонтанные притоки нефти с дебитом 130-147 м3/с и газа 122-95 тыс. м3/с на 6 мм штуцере, а в скважине 19 дебит конденсата составил 120 м3/с и газа 360 тыс. м3/с [4].

Сладковское месторождение в тектоническом плане приурочено к одному из оползневых блоков караган-чокракских отложений в средней части северного борта ЗКП. Промышленные притоки газа и конденсата получены в скважине 6 в интервале 2464-2458,2 м (таблица 11). Дебит газа на штуцере 6 мм составил 157,6 тыс. м3/с, конденсата -80,8 м3/с. В скважине 9 в интервале 2464,4-2467,2 м получены притоки конденсата дебитом 22, 8 м3/с и воды 128,9 м3/с, а в скважине 9-бис в интервале 2585,2-2588,8 м получены конденсат -41,1 м3/с, газ - 120.72 тыс. м3/с и пластовая вода -6,1 м3/с. В скважине 11 из интервала 2465,6 -2462,6 м получена вода с пленкой нефти, дебит 30 л/мин, горел факел газа -2,5 м. Кроме того, газопроявления отмечались в скважинах 3 и 5, обе скважины ликвидированы по техническим причинам без опробования [3].

На Варавенской площади в скважине 1 при опробовании интервала 2758,5-2762 м из чокракских отложении получен приток воды с дебитом 57 м3/с со слабой пленкой нефти и газовый факел 1,5 м. Из интервала 2700-2704 м получена нефть с водой, дебит которых составил, соответственно, 19,2 м3/с и 17,0 м3/с, горел факел газа 1,5 м. В интервалах 2682 -2680,6 м и 2678,8 -2675,2 м получен приток нефти дебитом 38,4 м3/с, газовый факел 3,5 м. В интервале 2646-2655 м получена пластовая вода 26,4 м3/с (таблица 12).

При опробовании скважины Варавенская 2 из интервала 2608-2601 м получены притоки нефти дебитом 156 м3/с, а из интервала 2636,8-2634 м дебит нефти составил 103-76 м3/с. В интервале 2716-2714 м нефти получено 150 м3/с с незначительным количеством газа, а в интервале 2750-2740 м - нефть 168 м3/с [7].

В скважине Варавенская -3 из интервалов 2766-2769 м и 2718,5-2723 м получена пластовая вода соответственно 120 м3/с и 350 м3/с, из интервалов 2610-2611,6 и 2622-2624 м - 60 м3/с пластовой воды с газом, из интервалов 2572-2575,5 и 2568,5-2570,5 м - вода с пленкой нефти.

При опробовании скважины 4 Варавенской из интервала 2621-2631 м получены притоки нефти дебитом 28 м3/с на штуцере 1,5 мм.

В скважине 10 Варавенской опробовано 6 объектов. Из нижнего объекта в интервалах 2723,6-2725,6 м и 2719 -2721 м получена вода с газом дебитом 72 м3/с. Верхние объекты слабо проницаемые, обводнены. Притоки воды составляют от 0.3 м3/с до 7 5 м3/с [6].

На Морозовской площади в скважине 2 при опробовании интервала 2793,2-2800,8 м получены притоки нефти - 105,2 м3/с, газа -79.8 м3/с и воды -0,4 м3/с на штуцере 4 мм. В скважине 3 в интервалах 2641-2646 м и 2585,5 -2586, 5 м притоки пластовой воды составили 173 и 170 м3/с, выделялся газ, высота факела достигала 5,0 м.

В скважине Морозовская 6 чокракские отложения продуктивны в интервалах 2834-2840,6 и 2832,4-2828,0 м. Из первого интервала притоки нефти составили 165,9 м3/с, газа - 113,3 тыс. м3/с, а из второго - нефти 131,45 м3/с, газа 78,55 тыс. м3/с, воды - 0,94 м3/с на штуцере 5,0 мм.

В скважине Морозовская 7 из интервала 2839,2-2847,2 м получены притоки нефти 98,4 м3/с и газа 61,7 тыс. м3/с на штуцере 5,0 мм (таблица 10).

На Южно-Морозовской площади (таблица 4 - таблица 13) в скважине 1 из песчаников чокрака в интервале 2846,6 -2851,0 м притоки нефти составили 160-180 м3/с на штуцере 6,0 мм. Промышленная нефть получена из скважины 2 [3].

На Терноватой площади пробурены скважина 1, 3 и 3-бис. В 1-ой опробовано 4 объекта. Из верхнего объекта в интервале 2951,5-2955 м получена нефть дебитом 38 м3/с на штуцере 4,0 мм. Вскрытие разреза скв. Терноватая № 3 и последующее опробование пяти интервалов - пачек IV, III3, III2, II2 и I показало полное отсутствие коллекторов. По заключению ГИС прогнозировалось 7 интервалов с коллекторскими свойствами и два интервала со слабым нефтегазонасыщением. В двух образцах керна из пачек III3 и I отмечалось присутствие УВ. Ни в одном из рекомендованных к опробованию в чокраке объектов по скв. Терноватая № 3-бис притоков нефти не получено. Из объекта в понте получен газ (Мечетская газовая залежь) [4].

Закономерности в распространении нефтяных и газоконденсатных залежей на рассматриваемой территории не установлены. На севере Сладковско-Морозовского района расположены газоконденсатное Сладковское и нефтяное Варавенское месторождения, в центральной части - нефтяные Морозовское и Южно-Морозовское, юго-западнее этих месторождений находится газоконденсатное Терноватое. К западу от Сладковско-Морозовского района расположено газоконденсатное Прибрежное, к юго- востоку - нефтяное Южно-Андреевское месторождения.

По своим физико-химическим свойствам нефти Сладковско- Морозовского района очень похожи (таблица 14) и по типу относятся к легким. Плотность нефти в поверхностных условиях изменяется от 0,781 - 0,786 г/см3 (Морозовское и Южно-Морозовское месторождения) до 0,796 - 0,806 г/см3 (Варавенское месторождение) и 0,810 г/см3 (Южно-Андреевское месторождение). Конденсат имеет плотность в поверхностных условиях 0,783 - 0,792 г/см3 и может быть отнесен к легким нефтям.

Массовая доля воды в нефти по залежам меняется от 0,47% (Южно- Морозовское месторождение) до 6,1% (залежи VIII пачки Варавенского и VI пачки Сладковского месторождений). Нефти парафинистые, содержание парафина 6,07-8,21 %, малосернистые (0,07-0,27%), малосмолистые (0,65-10%), вязкость составляет 2,08-4,65 Ст. Газовый фактор меняется от 72-136,7 м3/м3 (залежи пачки VIII Варавенского м-ния) до 652,6 м3/м3 (Морозовское месторождение) и в газоконденсатных залежах достигает 1918,7 м3/м3 (Сладковское месторождение).

Газ месторождений Сладковско- Морозовского района, в основном, состоит из метана (63,14-94,60 %). Кроме метана, в значительных количествах присутствуют этан (2,03-9,64), пропан (0,89-13,15%), в незначительных количествах - другие тяжелые углеводороды. Кроме углеводородов, в состав растворенного газа входит углекислый газ (0,10-2,09 %) и азот (0,08-2,48 %). Удельный вес газа по воздуху колеблется от 0,6205 до 0,6960, абсолютный - от 0,7474 до 0,9867 кг/м3. По товарным качествам газ условно относится к полужирному [11].

Рисунок 8 - Карта нефтегазоносности Западного Предкавказья [12]

Таблица 4 - Результаты опробования скважин на площади Терноватой

Площадь,

№ скв.

Интервал перфорации

Объекты опробования

Результаты опробования

Терноватая 1

3009-3006,5

IV a

Разгаз. тех. вода с пленкой нефти. Притока нет.

3004,0-3000,4

IV a

Вымыли заб. пачку 70 л газ грязная вода - притока нет.

2955,5-2951,5

IV

QН. = 50 м3/сут.

Терноватая 3

3029,5-3020

I

Отдает 20 л воды.

2956,5-2951

I I

Притока нет

2951-2916

I I I

Разгаз. вода 450 л.

2885,5-2880

IV

Притока нет

2795-2792

QВ. = 9 м3 - слаборазгаз. пласт. вода. Притока нет.

Вымыли 10 техн.воды Притока нет.

Вымыли забойн.пачку слабо разгаз.воды.

Терноватая 3 бис

3094,5-3096,5+

2997,5-3101,5

I

Притока нет

3073-3068

I I

Притока нет

3056,5-3049

I I I

За сутки 200 л воды

1354,4-1300,8

понт

Газ, вода. Факел

Таблица 5 - Результаты опробования скважин на площади В.-Черноерковской

Площадь,

№ скв.

Интервал перфорации

Объекты опробования

Результаты опробования

В.-Черноерковская 2

2947,5-2943

IV

Нефть+газ

В.-Черноерковская 4

IV

Нефть

Таблица 6 - Результаты опробования скважин на площади З.-Беликовской

Площадь,

№ скв.

Интервал перфорации

Объекты опробования

Результаты опробования

Зап.Беликовская 6

2890-2898

IV

QН. = 205,1 м3/сут, QГ. = 104,8 тыс м3/сут, QВ. = 1,13 м3 /сут

Зап.Беликовская 5

2891,6-2898

IV

QН. = 189,8 м3/сут, QГ. = 80,1 тыс м3/сут, QВ. = 1,37 м3 /сут

Зап.Беликовская 7

2864,8-2868,8

IV

QН. = 161,7 м3/сут, QГ. = 71,7 тыс м3/сут, QВ. = 2,75 м3 /сут

Таблица 7 - Результаты опробования скважин на площади З.-Морозовской и Ю. - Морозовской

Площадь,

№ скв.

Интервал перфорации

Объекты опробования

Результаты опробования

Зап.Морозовская 1

2901-2902,8+

2906,4-2910

IV

QН. = 144,4 м3/сут, QГ. = 135,1 тыс м3/сут, QВ. = 1,18 м3 /сут

3041,4-3045,4

V

QВ. = 249,6 м3 /сут

Ю.-Морозовская 1

2846,6-2851

IV

QН. = 120 м3/сут.+газ

Ю.-Морозовская 2

2852-2850

IV

Нефть, газ

2844-2849 QН. = 200 м3/сут.

2850-2848

2842-2844

Ю.-Морозовская 3

Нет коллекторов

Таблица 8 - Результаты опробования скважин на площади З.-Мечетской

Площадь,

№ скв.

Интервал перфорации

Объекты опробования

Результаты опробования

Зап.Мечетская 1

2916,8-2921,6

IV

QН. = 118,1 м3/сут. QГ. = 120,7 тыс м3/сут,

(убывающий приток нефти с пл. водой)

2956-2957,8

IVа

Зап.Мечетская 2

2935,2-2937,4

IV1

QН. = 30,7 м3/сут. QГ. = 35,3 тыс м3/сут,

QВ. = 60 м3 /сут (с газом)

3009,2-3011,2

V

Таблица 9 - Результаты опробования скважин на площадях Мечетская и Петровская

Площадь, № скв.

Интервал перфорации

Объекты опробования

Результаты опробования

Мечетская 1

понт

Вода

Мечетская 2

понт

Газ

Мечетская 4

понт

Вода

Мечетская 5

понт

Вода

Мечетская 6

понт

Вода

Петровская 1

чокрак

Не испытывалась

Петровская 2

чокрак

Не испытывалась

Петровская 3

чокрак

Не испытывалась (по техн.пр.)

Таблица 10 - Результаты опробования скважин на площади Морозовской

Площадь,

№ скв.

Интервал перфорации

Объекты опробования

Результаты опробования

Морозовская 1/1ствол

Не опробовался (По ГИС - вода)

Морозовская 1/2ствол

Вода

Морозовская 2

I I

Нефтегаз. выброс, ГИС

I I I1

Нефтен. (по данным ГИС)

2793,2-2800,8

IV

QН. = 170,6 м3/сут, QГ. = 130,8 тыс м3/сут

Морозовская 3

Вода

Морозовская 4

Нет притока ( по ГИС - плохой коллектор)

Морозовская 4бис

Нет притока ( по ГИС - плохой коллектор)

Морозовская 5

2832-2845

IV

QН. = 110,1 м3/сут, QГ. = 63,6 тыс м3/сут, QВ. = 0,63 м3 /сут

Морозовская 6

2757,2-2759,6+

2763,2-2765,2

I I I1

QН. = 171,1 м3/сут, QГ. = 95,3 тыс м3/сут, QВ. = 1,22 м3 /сут

2828-2832,4 +

2834-2840,6

IV

QН. = 188,6 м3/сут, QГ. = 88,3 тыс м3/сут, QВ. = 1,06 м3 /сут

Продолжение таблицы 10 - Результаты опробования скважин на площади Морозовской

Площадь,

№ скв.

Интервал перфорации

Объекты опробования

Результаты опробования

Морозовская 7

2770-2778

I I I1

I I I2

QН. = 155,2 м3/сут, QГ. = 76,5 тыс м3/сут, QВ. = 0,94 м3 /сут

2839,2-2847,2

IV

QН. = 162,7 м3/сут, QГ. = 87,2 тыс м3/сут

Морозовская 9

Нет коллекторов

Морозовская 9бис

2980,5-2985,0

I I I2

IV

QН. = 134,8 м3/сут, QГ. = 97,9 тыс м3/сут, QВ. = 0,85 м3 /сут

Морозовская 10

Вода

Морозовская 11

2839-2847

IV

QН. = 66,7 м3/сут, QГ. = 63,7 тыс м3/сут, QВ. = 0,2 м3 /сут

Морозовская 12

Вода по ГИС

Таблица 11 - Результаты опробования скважин на площади Сладковской

Площадь,

№ скв.

Интервал перфорации

Объекты опробования

Результаты опробования

Сладковская 1

Забой 2486 м (чокр)

Нет коллектора

Сладковская 3

Забой 2286 м (чокр)

Не опробовалась (при бурении -газопроявление)

Сладковская 4

Забой 2250 м

Чокрак не вскрыт

Сладковская 5

Не опробовалась (при бурении -газопроявление)

Сладковская 6

2464 - 2452,2

V2

QК. = 80,6 м3/сут, QГ. = 157,6 тыс м3/сут,

Сладковская 7

Вода (хор. коллектор)

Сладковская 8

Вода

Сладковская 9

2481,6-2506,6

VI+VII

QВ. = 12-15 м3 /сут

2464,4-2467,2

V2

QК. = 22,8 м3/сут, QВ. = 128,9 м3 /сут

Сладковская 9бис

100 м на юго-запад

VI

QВ. = 170 м3 /сут

V2

QК. = 41,1 м3/сут, QГ. = 120,7 м3 /сут

Площадь,

№ скв.

Интервал перфорации

Объекты опробования

Результаты опробования

Сладковская 10

Не добурена

Не опробовалась (коллектора не вскрыты)

Сладковская 11

2465,6-2462,6

Незнач. прит воды, пленка нефти (плохой коллектор), газ (факел 2,5 м)

Таблица 12 - Результаты опробования скважин на площади Варавенской

Площадь, № скв.

Интервал перфорации

Объекты опробования

Результаты опробования

Варавенская 1

2645-2684, 2645-2635

V

QН. = 26 м3/сут,, QВ. = 86,4 м3 /сут

2702-2704

VI

QН. = 19,2 м3/сут,, QЖ. = 17 м3 /сут, факел 1,5 м

2757-2787

VII

QГ. = 1,9 м3 /сут, QВ. = 53 м3 /сут

Варавенская 2

2608-2601

V

QН. = 156 м3/сут,

2636,8-2634

VI

QН. = 103-76 м3/сут,

2716-2714, 2750-2740

VII

QН = 150 м3 /сут

Варавенская 3

2766-2769

V

QВ. = 120 м3 /сут

2718,5-2723

VI

QВ. = 350 м3 /сут

2610-2611,6, 2622-2624

VII

QВ. = 60 м3 /сут.(с газом)

Варавенская 4

2621-2631

Х

Вода

V1

QН = 28 м3 /сут

Таблица 13 - Результаты опробования скважин на площади Гривенской

Площадь, № скв.

Интервал перфорации

Объекты опробования

Результаты опробования

Гривенская 11

понт

Чокрак не вскрыт

Гривенская 12

понт

Чокрак не вскрыт

Гривенская 13

понт

Чокрак не вскрыт

Таблица 14 - Результаты опробования скважин на площади Гривенской

Физические свойства и состав нефти

и конденсата

Месторождения

Варавенское

Моро- зовское

Южно- Морозовское

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены