Геологический раздел
жүктеу/скачать 1.04 Mb.
|
- Бұл бет үшін навигация:
- НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
| ТЕКТОНИКА
В тектоническом отношении месторождение Лактыбай расположено в пределах Восточного борта Прикаспийской впадины в полосе сочленения Жаргамысского свода и Примугаджарской зоны. Поднятие Лактыбай располагается также в пределах бровки и склона карбонатного уступа КТ-П. По горизонту П2 поднятие оконтуривается изогипсой – 3600м и имеет размеры 3км х 1,75км при амплитуде 100м. Свод поднятие оконтуривается изогипсой 3400м. По горизонту П2 поднятие увеличивается и представляет собой складку замкнутую по изогипсе – 3900м. Осложнена она двумя поднятиями меридианального направления, оконтуренными изогипсами – 3800м имеющими размеры – западное 0,7х 4км и восточное 1,7х3,5км с амплитудами соответственно 60 и 170м. Складка осложнена на западе надвиговым разрывом меридианального направления. Поднадвиговое крыло складки опущено приблизительно на 500-600м и оконтурено изогипсой 4500м, заключающей в себе два поднятия, амплитудой 150м. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ Первые сведения о нефтегазоносности месторождения получены при отборе керна в виде примазок, выпотов и запахов нефти. На настоящий период на месторождении пробурено 9 скважин, 6 из которых дали нефть, одна скважина дала воду и 2 скважины не дали притока флюида. На основании ГИС и других геолого – промысловых данных на месторождении в настоящее время прослежены 5 горизонтов. Они приурочены в верхневизейским отложениям каменноугольной системы. С учетом продуктивности площадного распространения и литологического состава эти горизонты рассматриваются в качестве самостоятельных объектов подсчета, характеристика по которым приводится ниже. I. Продуктивный горизонт получил распространение по всей площади месторождения. За горизонт взята нижняя часть карбонатной пачки. При опробовании горизонта в скважине 32 (интервал 4560-4540м) получено приток нефти при 7-ми мм штуцере 344м3/сут и 18200 м3/сут газа, а в скважине 34 (интервал 4575-4542м) получено 53 м3/сут нефти при 5-ти штуцере при совместном опробовании с П горизонтом. При опробовании горизонта в скважинах 14,15,16 получены небольшие притоки нефти (дебиты 0,1-0,66 м3/сут) при динамических уровнях. При опробовании скважины 28 получена вода. В настоящее время промышленная продуктивность горизонта связана с надвиговым крылом (блок 1). Общая толщина горизонта в скважине 32-46м, в скважине 34-39м. Эффективная толщина в СКВ. 32 составляет 9,8м, пористость по данным ГИС 5-6,4%, а насыщенность 65,6%. В СКВ. 34 эффективная толщина равна 6,6м, пористость по данным ГИС 5%, нефтенасыщенность 65,8%. Водонефтяной контакт принят по подошве коллекторе в СКВ.34 на отметке- 4387,6м. Залетающая непосредственно под карбонатами песчаная пачка выделена и опробована в СКВ.14. Приток нефти составил 1,7 м3/сут на 3-х мм штуцере. Пласты, выделенные в этой части разреза, отнесены к горизонту 1-А. Залежь получила распространение только в районе СКВ.14. Это два линзовидных пропластка с пористостью по данным ГИС 14,4%, нефтенасыщенностью -53%. II продуктивный горизонт прослеживается во всех пробуренных скважинах месторождения. Толщина его изменяется от 30м (СКВ.34) до 57м (СКВ.15). Залежь распространена в обоих блоках. В первом блоке из интервала 4595-4612м в скважине 34 получен приток нефти 51,5 м3/сут газа при 5-ти мм штуцере. Толщина коллектора в этой скважине 8,2м. расчленен он на 2 пропластка, пористость его по данным ГИС 13,3%, нефтенасыщенность- 62,4%. Коллектор в скважине 34 изучен по 9-ти представленным образцам. Это мелко-среднее – крупнозернистые разности, открытая пористость составляет 11,75-16,64%, среднее значения – 14,1%, параллельная газопроницаемость (1,1-11,07) х 10-15, среднее значение 3,9 х 10-15 м2. В скважине 32 по данным ГИС коллектор отсутствует. Водонефтяной контакт для 1 блока принят условно по подошве продуктивного коллектора в скважине 34 и равен – 4453,8м. К югу от скважины 34 по данным сейсморазведки расположено поднятие Кокбулак в пределах которого ожидается развитие этой выделенной залежи. Во II блоке горизонт опробован в 6-ти скважинах, в двух из них притока не получено, в скважине 16 получен небольшой приток, а в трех скважинах 27,37,14 получены промышленные притоки нефти. Максимальный дебит получен в скважине 37 и равен 228 м3/сут нефти и 13500 м3/сут газа три 5-ти мм штуцере. Толщина коллектора II блока меняется от 3,0 м (СКВ. 14) до 15,4м (СКВ.27). В скважине 37 она равна 11,6м. В остальных скважинах блока коллектор замещен непроницаемыми породами. Коллектора во II блоке изучены в скважине 27 по 9-ти образцами песчаника, открытая пористость которых изменяется от 13,5 до 17,07%. Среднее значение 15,06%. Газопроницаемость определена по 7-ми образцам. Значение проницаемости в параллельном напластованию направлении меняется от 31,3 х 10-15 до 232,9 х 10-15, среднее значение 132,3 х 10-15 м. Карбонатность песчаников невысокая и составляет 4-9%. В скважинах 14,16,37 проанализированные образцы не характеризуют продуктивную часть разреза. Они отобраны ниже продуктивной части разреза или отобраны плотные разности. Водонефтяной контакт по блоку принят условно по подошве продуктивного коллектора в скважине 14 на отметке -3945,5м. III продуктивный горизонт прослеживается по всей площади месторождения. Толщина его колеблется от 15м до 51м.Почти по всей площади горизонт по материалам ГИС и исследованиям керна обладает низкими коллекторскими свойствами и только в скважине 27 получен небольшой приток нефти. Приток нефти составил 0,5 м3/с при штуцере 2,5мм. Пористость коллектора по данным ГИС 13,5%, нефтенасыщеность -57%. Пористость мелко- среднезернистых песчаников по исследованиям керна (5 обр. из СКВ.27) изменяется от 12,7% до 17,98%. Газопроницаемость в параллельном направлении (2,1-16,1) х 10-15м2. В этом же отборе керна отмечено несколько образцов высокопористых пород проницаемостью от долей миллидарси до 12,3 х 10-15м2. Коллектор, выделенный в скважине 27, имеет толщину 7,6м разбит на 4 пропластка. Водонефтяной контакт принят условно по подошве коллектора на отметке 3932,4м. IV продуктивный горизонт вскрыт всеми скважинами месторождения. Толщина горизонта сильно колеблется от 19м (СКВ.14) до 96м (СКВ.32). В первом блоке опробована скважина 34. Дебит ее небольшой 1,0 м3/с переливом. Коллектор в этой скважине толщиной 10,8м по данным ГИС имеет пористость 11,6%, а насыщенность 48%. Коллекторские свойства этого блока по керну не изучены. Водонефтяной контакт принят условно по подошве продуктивного пласта в скважине 34 на отметке -4602м. Во II блоке коллектора выделены СКВ.27,14,37 толщиной 2,8м, 10,4м, 16,6м соответственно. Средневзвешенная пористость в этом блоке по данным ГИС 14,2%, насыщенность 49,2%. Коллекторские свойства изучены по 6-ти образцам скважины 27. Это разнозернистые песчаники с открытой пористостью 11,44-19,02%, среднее значение 16,5%. Газопроницаемость их (2,9-49,9) х 10-15 м2. Карбонатность 7,4-14,6%. Опробованы в блоке 3 скважины. Наибольший дебит получен в скважине 27-15м3/с нефти и 2071 м3/сут газа при 8-ми мм штуцере. В скважине 14 получен небольшой приток нефти (1,4 м3/сут) переливом и по скважине 37 получены пленки нефти. Водонефтяной контакт условно принят по подошве продуктивного коллектора в скважине 14 на отметке – 4080,3м. V горизонт вскрыт 8-ю скважинами и имеет распространение по всей площади. Толщина его изменяется от 13м до 74м. Залежь нефти выявлена только во II блоке. Коллектор по данным ГИС выделен в скважине 16, при опробовании дал небольшой приток нефти. Дебит нефти -0,4м3/сут при 3-х мм штуцере. ВНК условно принят по подошве продуктивного коллектора в скважине 16 а отметке – 4087м. жүктеу/скачать 1.04 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|