Геологическое строение и газоносность Виноградного месторождения

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

Факультет Геологический

Направление 05.03.01 Геология

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ГАЗОНОСНОСТЬ ВИНОГРАДНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Работу выполнил А.А. Рак

Краснодар 2015

Реферат

Рак А.А. (Дипломная работа). Геологическое строение и газоносность Виноградного месторождения.

Виноградное месторождение, геологическое строение, газоносность, характеристика месторождения, тектоника, сарматские отложения.

Дипломная работа содержит введение, основную часть, состоящую из 4 глав, заключение, список используемых источников.

В дипломной работе рассматривается физико-географический очерк, геолого-геофизическая изученность района, литолого-стратиграфическая характеристика месторождения, тектоника, газоносность, физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов. Проводится прогнозная оценка газа месторождения.

Содержание

Введение

1. Физико-географический очерк

2. Геолого-геофизическая изученность района

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

3. Тектоника

3.1 Керченско-Таманский поперечный прогиб

3.2 Виноградное месторождение

4. Газоносность

4.1 Краткая характеристика Таманского нефтегазоносного района

4.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

4.3.Газоносность Виноградного месторождения

4.4 Прогнозная оценка газа месторождения

Заключение

Список использованных источников

Введение

Актуальность работы. Виноградное газовое месторождение находится в восточной части Кизилташской антиклинальной зоны Керченско-Таманского поперечного прогиба, в пределах которого миоцен-плиоценовые образования дислоцированы в субширотные линейные антиклинальные зоны. В пределах Таманского полуострова также 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.).

Виноградное газовое месторождение было открыто в 2006г. В настоящее время наиболее актуальной проблемой изучения Виноградного месторождения является исследование геологического строения и газоносности, что и определило цель работы.

Цель работы - изучение геологического строения и газоносности Виноградного месторождения. В рамках данной проблемы были поставлены следующие задачи:

1. Анализ геологического строения Виноградного месторождения.

2. Анализ газоносности Виноградного месторождения.

Исходный материал. Материал по газоносности Виноградного месторождения был собран в ООО «Кубаньнефть-Ресурсы».

1. Физико-географический очерк

В административном отношении Виноградное месторождение расположено в 2 км от железнодорожной станции «Стрелка» Темрюкского района Краснодарского края (рисунок 1.1). Дорожная сеть развита хорошо, большинство дорог асфальтированные и щебеночные, реже - грунтовые, труднопроходимые в осенне-зимний период. В 2 км от станции «Стрелка» проходит шоссейная дорога «Анапа-Темрюк-Порт Кавказ».

Рисунок 1.1. Обзорная схема района работ

Рельеф территории мелкосопочный. Возвышенности группируются в гряды запад-юго-западного простирания с максимальными абсолютными отметками (+30) - (+110) м. Межгрядовые долины характеризуются абсолютными отметками от (+30) до 0 м.

Гидрографическая сеть района представлена мелкими, пересыхающими в летнее время водотоками. Вблизи площади расположен Старотитаровский лиман.

Климат района - умеренно теплый, со среднегодовой температурой (+12) ^оС. Лето сухое, жаркое, со среднемесячной температурой (+24) ^оС, зимой средняя температура составляет около (-4) ^оС. Среднегодовое количество осадков - 300 мм, большая часть их выпадает в осенне-зимний период.

Промышленность в районе, практически, отсутствует, ограничиваясь сельхозперерабатывающими предприятиями. В г. Темрюк расположен морской порт. Население занято, в основном, сельским хозяйством. Большая часть территории находится под виноградниками и сельскохозяйственными угодьями.

месторождение газоносность тектонический

2. Геолого-геофизическая изученность района

История геологического изучения Тамани началась во второй половине XIX века. С начала XX века развернулись буровые работы, в результате которых установлена на ряде площадей нефтегазоносность отложений миоцена (сармата, карагана и чокрака).

Начиная со второй половины 40-х годов XX века на Тамани проводились геофизические исследования, включавшие гравиразведку, магниторазведку и электроразведку, которые, однако, не получили в дальнейшем развитие из-за слабой информативности. В 1949 г. Трест «Краснодарнефтегеофизика» начинает сейсморазведочные работы на этой территории, в результате которых удалось построить тектонические схемы по условным сейсмическим горизонтам, отнесенным к верхненеогеновым и майкопским отложениям.

В 1953-54 гг. Геолого-поисковой конторой на Стрельчанской антиклинали, приуроченной к майкопскому диапиру, на западном продолжении которой расположена Виноградная структура, пробурено 13 колонковых скважин глубиной до 500 м. Материалы бурения изложены в отчете И.И. Хандуса (1954г.), освещающем строение западной периклинали складки, сложенной отложениями понта, рудных и надрудных слоев киммерия. Бурение не подтвердило выхода на поверхность в ядре складки майкопских отложений.

В 1962 году сейсмическими исследованиями МОВ по условному сейсмическому горизонту «В» была оконтурена диапировая складка «Стрелка» (Стрельчанская), имеющая размеры порядка 4,0 х 1,8 км. Северо-восточная часть структуры, расположенная под плавнями, осталась неизученной. Проведенным Геолого-поисковой конторой в 1965-66 гг. структурно-поисковым бурением открыто Стрельчанское нефтяное месторождение с залежами нефти в сарматских, караганских и чокракских отложениях южного крыла складки, примыкающего к диапиру. В отчете о результатах работ отмечалась принадлежность Стрельчанской диапировой складки к Кизилташской антиклинальной зоне и формирование ловушки за счет структурного и литолого-стратиграфического факторов, а также высказывается предложение, что «залежи в отложениях сарматского и тортонского ярусов имеют полный контур и опоясывают ядро диапира по всему периметру».

В 1965 г за западной периклиналью будущей Виноградной структуры трестом «Краснодарбурнефть» до глубины 4505 м пробурена скважина № 23 Вышестеблиевская, вскрывшая в условиях междиапировой депрессии наиболее полный (эталонный) разрез миоцен-плиоцена и 1900 м майкопских отложений. Продуктивных интервалов в скважине не выделено.

В 1983-84г.г. на Тамани работами сейсмической партии «Краснодарнефтегеофизика», в районе поселка Красная Стрелка впервые выделена по миоценовым отложениям Виноградная структура[4]. В 2005 году согласно договора 23/2005-КНГФ от 20.08.05 г. для ЗАО «Кубаньнефть-Ресурсы» сотрудниками ОАО «Краснодарнефтегеофизика» были переобработаны и переинтерпретированы пять сейсмических профилей и дополнительно отработан в поле сейсмопрофиль, пересекающие Виноградную структуру. В результате переинтерпретации уточнен структурный план структуры, свод которой незначительно сместился, по отношению к предыдущему плану, в юго-западном направлении. На структуру Виноградная ОАО «Краснодарнефтегеофизика» выдан сейсмический паспорт, согласно которому основными перспективными объектами для поиска залежей УВ определены сарматские, караганские и чокракские отложения, с суммарными перспективными ресурсами нефти в объеме 1990/500 тыс.т. На основании паспорта в 2005 г. был составлен проект поиска залежей УВ на Виноградной площади, предусматривающий бурение поисковой скважины в присводовой части структуры с задачами опоискования миоценового разреза. В 2006 г., согласно проекту, на структуре пробурена поисковая скважина № 1, глубиной 1825 м, с забоем в отложениях нижнего чокрака-тархана. В скважине отобран керн из целевого разреза, проведен комплекс ГИС и ВСП для привязки вскрытого разреза к сейсмическому волновому полю. Опробование произведено в четырех объектах (чокрак, караган, сармат, меотис). Промышленный безводный приток газа дебитом 43,57 тыс.м³/сут на 4 мм штуцере получен из отложений среднего сармата. Скважина в настоящий момент законсервирована.

По данным ООО «Кубаньнефть-Ресурсы»[3]. В скважине все геофизические исследования проведены с использованием цифровых регистраторов «Кедр» и «КСК» с шагом квантования по глубине 0,1 м (таблица 2.1).

Таблица 2.1 Выполненный комплекс ГИС в скважине № 1 Виноградного месторождения

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	950-1790.0	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

1.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.

Качество материала хорошее.

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, ДТ - 25 (мкс/м)/см.

Качество материала хорошее. Показания Дt 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».

2.1 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.

Общая толщина отложений сармата в скважине № 1 Виноградная составляет 336.

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

1. На Виноградной площади отложения сарматского яруса являются газоносными.

2. Коллекторы литологически представленные желто-серым мергелем, крепким, доломитизированным, местами кавернозным, трещиноватым.

3. Тип коллектора порово-кавернозно-трещинный.

3. Тектоника

В данном разделе дана краткая характеристика тектонического строения Керченско-Таманского прогиба и района исследования

3.1 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.

3.2 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 20-30є. 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

1. В тектоническом отношении Виноградное месторождение находится в северо-восточной части Кизилташской зоны Керченско-Таманского поперечного прогиба.

2. Виноградная структура не имеет явной геоморфологической выраженности, тем не менее, является типичной диапировой складкой с майкопским ядром.

4. Газоносность

4.1 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 С_5+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.

4.2 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]

1 этап - выделение по основным качественным признакам коллекторов порового типа.

2 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.

Рисунок. 4.1. Структурная карта по кровле коллекторов среднего сармата

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 К_п 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

4.3 Газоносность Виноградного месторождения

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 - 58,8є 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 1,6Ч0,9 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].

4.4 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:

Q_{изв. г} = F Ч h Ч K_п Ч K_г Ч f Ч (Р_н Ч б_н - Р_к Ч б_к) Ч з

(Q_{изв. г})₀ - начальные извлекаемые запасы газа, млн.м³;

F - площадь газоносности, км²;

h - средневзвешенная по площади газонасыщенная толщина, м;

Kп - коэффициент пористости, доли ед.;

К_г - коэффициент газонасыщенности, доли ед.;

К_п - коэффициент открытой пористости, доли ед.;

f - поправка на температуру;

Р_н - начальное пластовое давление, физ. ат;

Р_к - конечное пластовое давление в залежи после извлечения промышленного запаса газа и установления на устье давления равного 1 ата;

б_н - поправка на сверхсжимаемость газа при Р_н;

б_к - поправка на сверхсжимаемость газа при Р_к;

Р_к, б_к - равно 1;

з - 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.

(Q_{изв. г.})₀ = 0,78 Ч 6,4 Ч 0,24 Ч 0,56 Ч 0,88 Ч (167,03 Ч 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.

(Q_{изв. г.})₀ = 0,49 Ч 5,1 Ч 0,24 Ч 0,56 Ч 0,88 Ч (167,03 Ч 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.	Коэффициент газонасыщ., 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

1. Виноградное месторождение по величине геологических запасов газа относится к группе очень мелких.

2. Газоводяной контакт в залежи не установлен и принят по последней замкнутой изогипсе ловушки на отметке минус 1600м.

3. Залежь по типу пластовая, сводовая, стратиграфически ограниченная.

4. На Виноградном месторождении залежь свободного газа приурочена к ловушке структурно-стратиграфического типа и содержится в порово-кавернозно-трещинных коллекторах среднесарматских отложений.

5. 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.

2. Отчет по подсчету запасов газа в сарматских отложениях виноградного месторождения ООО «КУБАНЬНЕФТЬ-РЕСУРСЫ»

3. Проект пробной эксплуатации Виноградного месторождения ООО «КУБАНЬНЕФТЬ-РЕСУРСЫ»

4. «Проект поисково-разведочных работ на Виноградной площади Краснодарского края». Краснодар, ООО НПЭ, 2005 г. Глазырин А.Н.

5. «Паспорт на структуру Виноградную, подготовленную сейсморазведкой к поисково-разведочному бурению». Краснодар, 2005 г. Волошин В.И.

6. «Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов». Москва, «Недра», 1989 г. В.В. Стасенкова и др.

7. Оперативный подсчет запасов газа в сарматских отложениях Виноградного месторождения Краснодарского края, ООО «Диагностика-гео», Краснодар, 2006 С.Л. Прошляков

Размещено на Allbest.ru