CC BY
3
УДК 553.982.23 DOI 10.24412/1728-5283-2023-4-50-56
КАРБОНАТНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ СЕВЕРО-АЛЕКСЕЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИКАСПИЙСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ
ПРОВИНЦИИ *
© Панина Ольга Владимировна, © Донцова Ольга Леонидовна
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный университет», г. Краснодар, Российская Федерация
Данная работа посвящена комплексному изучению и всестороннему анализу карбонатных отложений Северо-Алексеевского месторождения Прикаспийской нефтегазоносной провинции, а также дальнейшей оценке перспектив добычи нефти и газа на данном нефтегазоносном месторождении. Данное месторождение имеет достаточно высокий потенциал к дальнейшей геологической разработке, следовательно, возникла острая необходимость дальнейшего детального геологического изучения и комплексного геофизического анализа нефтегазоносных объектов, выделенных продуктивных толщ и анализа геологического строения. Таким образом, основной целью настоящего исследования являлось комплексное изучение геологического строения и нефтегазоносности объектов карбонатных построек в кизеловском горизонте нижнего карбона. Авторами были рассмотрены и проанализированы нефтегазоносные объекты карбонатных построек Северо-Алексеевского месторождения, были определены основные физико-химические свойства пластовых флюидов, также физико-литологичес-кая и геофизическая характеристика коллекторов. В результате на Северо-Алексеевском месторождении было выявлено шесть продуктивных залежей: нефтяные в малевском, упинском, бобриковс-ком и алексинском горизонтах, газоконденсатные залежи в черепетском и кизеловском горизонтах нижнего карбона. Комплексная интерпретация информации по геофизическим исследованиям скважин, керну и испытаниям позволила более точно оценить разрез с точки зрения особенностей литологии, выделенного компонентного состава коллекторов, определить их фильтрационно-емкостные свойства и оценить насыщенность коллекторов в продуктивных отложениях. Несмотря на то, что рассматриваемое месторождение находится в завершающей стадии разработки, добыча углеводородов может продолжаться еще несколько десятилетий. Большая статься запасов приходится на карбонат-
_ Ключевые слова: месторождение, структура, коллектор, пластовые флюиды, литология, геологическое строение, продуктивность, нефтегазонакоп-ление, интерпретация, тектоника
ные отложения, изучение геологических особенностей которых поможет выбрать наиболее рациональный план эксплуатации.
CARBONATE DEPOSITS OF THE NORTH ALEKSEEVSKOYE FIELD IN THE CASPIAN OIL AND GAS PROVINCE
©Panina Olga Vladimirovna, Dontsova Olga Leonidovna
Federal State Budget Educational Institution of Higher Education «Kuban State University»,
Krasnodar, Russian Federation
This work is devoted to a comprehensive study and comprehensive analysis of carbonate deposits of the North-Alekseevskoye field of the Caspian oil and gas province, as well as further assessment of the prospects for oil and gas production in this oil and gas field. This field has a fairly high potential for further geological development; therefore, there is an urgent need for further detailed geological study and comprehensive geophysical analysis of oil and gas-bearing objects, identified productive strata and analysis of the geological structure. Thus, the main goal of this study was a comprehensive study of the geological structure and oil and gas potential of carbonate structures in the Kizelovsky horizon of the Lower Carboniferous. The authors examined and analyzed the oil and gas bearing objects of the carbonate structures of the North Alekseevskoye
*
Для цитирования:
Панина О.В. Донцова О.Л. Карбонатные отложения Северо-Алексеевского месторождения прикаспийской нефтегазоносной провинции. // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2023. №4. С. 50-56. DOI 10.24412/1728-5283-2023-4-50-56.
А
карбонатные отложения северо-алексеевского месторождения приклспийской
нефтегазоносной провинции
г
field, determined the main physico-chemical properties of reservoir fluids, as well as the physico-lithological and geophysical characteristics of the reservoirs. As a result, six productive deposits were identified in the Severo-Alekseevskoye field: oil deposits in the Malevsky, Upinsky, Bobrikovsky and Aleksinsky horizons, gas condensate deposits in the Cherepetsky and Kizelovsky horizons of the Lower Carboniferous. A comprehensive interpretation of information on geophysical surveys of wells, cores and tests made it possible to more accurately assess the section in terms of lithological features, the identified component composition of reservoirs, determine their filtration and reservoir properties and assess the saturation of reservoirs in productive deposits. Despite the fact that the field in question is in the final stages of development, hydrocarbon production may continue for several more decades. Most of the reserves are in carbonate deposits, the _ Key words: field, structure, reservoir, formation fluidsH study of the geological features of which will lithology, geological structure, productivity, oil and gas help to choose the most rational exploitation accumulation, interpretation, tectonics plan.
Введение. Объектом настоящего исследования является Северо-Алексеевское нефтегазо-конденсатное месторождение Прикаспийской нефтегазоносной провинции, которое в настоящее время имеет высокий потенциал к дальнейшей разработке, следовательно, существует необходимость детального изучения и анализа геологического строения нефтегазоносных объектов и продуктивных толщ. Таким образом, целью исследования являлось изучение геологического строения и нефтегазоносности объектов его карбонатных построек.
Северо-Алексеевское месторождение расположено в зоне сочленения юго-восточного склона Воронежской антеклизы и Прикаспийской впадины. Поскольку в строении осадочного чехла выделяют два крупных структурных этажа, то тектоническое районирование проводилось с учетом структур этих этажей. Нижний структурный этаж охватывает отложения от поверхности кристаллического архейско-протерозойского фундамента до средне-верхнедевонских отложений, верхний
- частично отложения средне-верхнедевонского возраста, карбона и перми, мезозоя. Тектоника этих структурных этажей во многом определяется строением кристаллического фундамента, имеющего общее направление погружения в восточном направлении. По нижнему структурному этажу вмещающей структурой II порядка является Приволжский мегавал, граничащий на западе с Уметовско-Линевской депрессией, на востоке
- с бортовым уступом Прикаспийской впадины. В составе Приволжского мегавала выделяется Николаевско-Городищенская предбортовая ступень (структура III порядка), граничащая на востоке с Антиповско-Щербаковской приподнятой зоной, входящей также в состав Приволжского мегавала. По поверхности фундамента и отложениям терригенного девона Николаевско-Городи-щенская предбортовая ступень является горсто-грабеновой системой блоков, ориентированных субпараллельно бортовому уступу Прикаспийской впадины. По верхнему структурному этажу территория соответствует Приволжской моноклинали, осложненной системой малоамплитуд-
ных, вытянутых в северо-восточном направлении складок, зачастую осложненных органогенными постройками. Над ними формируются структуры облекания в вышележащих фаменско-визейских отложениях. Северо-Алексеевское месторождение входит в состав Малышевско-Петровс-кой зоны нефтегазонакопления, объединяющей нефтегазовые месторождения, приуроченные к этим антиклинальным поднятиям [1-6].
Методика выделения коллекторов и определения ФЕС. В настоящей работе авторами приведена методика определения пористости и проницаемости пластов-коллекторов изучаемого месторождения. Так, для определения пористости основным общепринятым критерием выделения пластов-коллекторов для карбонатного разреза являлось применение граничного значения пористости: породы считаются коллекторами, если величина пористости превышает некоторое критическое значение, определяющее границу «коллектор - не коллектор» [7]. Таким образом, выделение коллекторов проводилось по количественным критериям. Нижние пределы пористости и проницаемости приняты по аналогии с сопредельными площадями для изучаемых пород равными 6 % и 0,1*10-3 мкм2, соответственно. Кроме того, при выделении пластов-коллекторов учитывалось наличие снижения объемной плотности на кривой ГГК.
Для определения характера насыщенности коллекторов всех пластов использовались результаты испытания скважин. Продуктивность кизеловских отложений в скв. 2 Лвб установлена при опробовании ИПТ в открытом стволе, из интервала 4169,0-4178,0 (абс. отм. минус 4127,0 -4136,0) м получен приток жидкости дебитом 2,7 м3/сут, из интервала 4180,0 -4208,5 (абс. отм. минус 4138,0-4166,5) м получен промышленный приток жидких УВ, средний дебит в условиях испытаний 45,5 м3/сут., дебит газа не определялся. По результатам гидродинамических исследований вскрыт коллектор нефтегазоконденсатной залежи невысокой продуктивности (10 м3/сут. МПа).
ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __
I 2023, том 49, № 4(112)^^^^ШПШШШ 51
Определение пористости пластов проводилось по комплексу ГИС с учетом литологичес-кого состава пород. Коэффициент пористости в карбонатных коллекторах кизеловского горизонта определялся по трем методам - ННК, ГГК и АК [8]. Для подсчета запасов коэффициент пористости газонасыщенных коллекторов рассчи-
тывался, как средняя величина между пористостью по ННК, АК и ГГК. Полученные значения пористости были максимально приближены к керновым данным.
Сопоставление рассчитанных значений пористости по разным методам ГИС и керну скважины 2 Лвб приведено на рисунке 1.
Рисунок 1 - Сопоставление пористости по разным методам ГИС и керну в отложениях кизеловс-кого горизонта скважины 2 Левобережная [2]
Рисунок 2 - Сопоставление проницаемостей по ГИС и керну в кизеловских отложениях скважины 2 Левобережная
С пористостью по керну по представительным пластопересечениям хорошо прослеживалось схождение пористости, расхождение составляло 0,008 д.ед. абс. или - 0,096 д.ед. отн.
Для оценки проницаемости использовалась эмпирическая зависимость К =ДК ), полученная
по данным керна кизеловских отложений скв.2 Лвб:
К =0.001*е76753*Кп
пр
Сопоставление проницаемостей по ГИС и керну в кизеловских отложениях скважины 2 Левобережная приведено на рисунке 2.
вольно тесную связь с высоким коэффициентом корреляции ^2=0.86).
Из данных, приведенных на рисунке 4, можно заметить, что объёмная плотность сухих образцов варьирует от 2,32 г/см3 до 2,7 г/см3, при этом минералогическая плотность их находится в пределах 2,67 г/см3 - 2,7 г/см3. Таким образом, при выделении пластов-коллекторов учитывалось изменение объемной плотности на кривой ГГК.
Рисунок 5 - Сопоставление остаточной водо-насыщенности с пористостью по керну для кизе-ловских отложений (скв.2 Левобережная)
Граничные значения параметров пористости и проницаемости для выделения пластов-коллекторов были использованы по аналогии с соседними месторождениями (Алексеевское, Юрьевское, Малышевское, Левчуновское и др.). Аналогичность изучаемых отложений, слагающих разрез кизеловского горизонта этих площадей, подтверждается по данным анализа сопоставления фильтрационно-емкостных свойств и хорошо продемонстрирована на рисунке 6.
Следует отметить, что принимаемые по аналогии с соседними площадями для карбонатных пород граничные значения КпГР= 6% и КпрГР=0,1 мД не противоречат полученным величинам этих параметров даже на малочисленной коллекции образцов керна. Обоснование нижнего предела газонасыщенных пород выполнено по результатам исследований керна корреляционным способом по сопоставлению динамической пористости
(Кп ДИнХ рассчитанной как Кп дИН=Кп*(1-Кво-КНо):
с коэффициентами абсолютной проницаемости Кпр; К гран=0,1 мД, представлено на рисунке 7.
В результате анализа результатов сопоставления данных, представленных на рисунке 7, трещинные образцы с коэффициентами проницаемости меньше 0,1 мД были исключены из дальнейшего рассмотрения.
Заключение. Таким образом, авторами были рассмотрены и проанализированы нефтегазо-
§26
| 2.5
| 2.4
3 23 »
1 2.2 .18
° 2.1
2.0
1000 -
®
£ 1 й
А—
0.001 -
0 01 0 ♦ 3 Левч ■ 4 10 1 Левч Д3 Ал 00 10.00 1 кс А 2 Лвб Кп об, 0.00 %
ч. □
^ 1
►
■
3 Левч об.пл
3 Левч мин.пл
4 Левч об.пл
4 Левч мин.пл 3 Ал об.пл 3 Ал мин.пл 2 Лвб об.пл 2 Лвб мин.пл
Кп об, %
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
л
£
т • • -
0 •
• к)
• • •• •
•
•4 (•о
•
1 % * •
К 10-
10
15
20
25 30
Кп об, %
•
✓ о
1 • о л
• -
10 • 3 Ал
15 20 25
• 2 Лвб Кп об, %
Рисунок 6 - Сопоставление фильтрационно-емкостных свойств по керну для карбонатных отложений кизеловского горизонта по скважине 2 Левобережная и скважинам соседних месторождений
0
5
2 Лвб
• 3 Левч
3 Ал
25
20
15
0
10
5
20
25
4 Левч
• 3 Левч
А
КАРБОНАТНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ СЕВЕРО-ААЕКСЕЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИКАСПИЙСКОЙ
НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
Г
кп се га.нм, дед
Рисунок 7 - Сопоставление газопроницаемости с динамической пористостью в отложениях кизеловского горизонта (скв.2 Левобережная)
носные объекты карбонатных построек Северо-Алексеевского месторождения, были определены физико-химические свойства пластовых флюидов, также физико-литологическая характеристика коллекторов. В целом, сделаны следующие выводы:
- на Северо-Алексеевском месторождении выявлено шесть залежей: нефтяные в малевском, упинском, бобриковском и алексинском горизонтах, газоконденсатные в черепетском и кизелов-ском горизонтах нижнего карбона. Все залежи мелкие, сложного строения;
- за счет изменения методики расчета филь-трационно-емкостных характеристик кизелов-ский горизонт Северо-Алексеевского месторождения был переведен из категории С2 в С1 результативность была подтверждена наличием промышленного притока газа ^г = 58,8 м3/сут.) и конденсата ^к = 13,1 т./сут.);
- комплексная интерпретация информации по ГИС, керну и испытаниям позволила оценить разрез с точки зрения особенностей литологии, компонентного состава коллекторов, определить их фильтрационно-емкостные свойства и оценить насыщенность коллекторов в продуктивных отложениях.
Несмотря на то, что рассматриваемое месторождение находится в завершающей стадии разработки, добыча углеводородов может продолжаться еще несколько десятилетий. Большая часть запасов приходится на карбонатные отложения, изучение особенностей которых поможет выбрать наиболее рациональный план эксплуатации.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. Хаин В.Е., Попков В.И., Чехович П.А. Происхождение и основные закономерности тектонического развития Южно-Каспийской впадины. //Геология, география и глобальная энергия. Астрахань, 2004. № 3. С. 159-163. (159 с).
2. Гаджиев А.Н., В.И. Попков. Новые данные по геологическому строению Каспия // Доклады академии наук СССР. Москва, 1988. Т.288, №3, С. 101-112. (682 с).
3. Гаджиев А.Н., Попков В.И. Строение осадочного чехла Среднего Каспия // Геотектоника. Астрахань, 1988. №6. С. 165-180. 156 с.
4. Попков В.И. Кайнозойская история Среднего Каспия // Геология, география и глобальная энергия. Астрахань, 2011. № 3 (42). С. 23-27. (165 с).
5. Строение Малышевско-Петровской зоны поднятий и перспективы нефтегазоносности: отчет / рук. В. А. Ермаков. // Волгоград, трест «Волгоградне-фтегеофизика». 1987. 34 с.
6. Паспорт на Северо-Алексеевскую структуру, подготовленную сейсморазведочными работами МОГТ к поисково-разведочному бурению в пределах Левобережного лицензионного участка ООО «ЛУ-КОЙЛ-Нижневолжскнефть»: отчет / исполн. В.И. По-гожина // Волгоград, 2006. ОАО «Волгограднефтегео-физика». 41 с.
7. Комплексное изучение керна и пластовых
флюидов по скважине 2 Левобережная: Отчет. ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгограцНИПИморнефть». 2008. С. 115— 116. (251 с).
8. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 153-39.0-110-01: утв. и введен в действие приказом Минэнерго России от 05.02.2002. Москва, 2002. 59 с.
9. Матвиенко В.Н., Чаицкий В.П. Зависимость преобразованности органического вещества осадочных пород от теплового режима недр // Изв. АН СССР Москва, 1981. Сер. геол. № 9. С. 164-176. (206 с).
R E F E R E N C E S
1. Khain VE., Popkov V.I., Chekhovich P.A. Origin and main patterns of tectonic development of the South Caspian depression. // Geology, geography and global energy. Astrakhan, 2004. No. 3. Pp. 159-163. (159 p).
2. Gadzhiev A.N., V.I. Popkov. New data on the geological structure of the Caspian // Reports of the USSR Academy of Sciences. Moscow. 1988. T. 288, No. 3.. Pp. 101-112. 682 pp.
3. Gadzhiev A.N., Popkov V.I. Structure of the sedimentary cover of the Middle Caspian // Geotectonics. Astrakhan, 1988. No. 6. Pp. 165-180. (156 pp).
4. Popkov VI. Cenozoic history of the Middle Caspian // Geology, geography and global energy. Astrakhan, 2011. No. 3 (42). Pp. 23-27. (165 p).
5. Structure of the Malyshevsko-Petrovskaya uplift zone and oil and gas potential prospects: report / author. V A. Ermakov. // Volgograd, Trust "Volgogradneftegeofi zika". 1987. 34 p.
6. Passport for the Severo-Alekseevskaya structure, prepared by CDP seismic exploration for prospecting and exploration drilling within the Levoberezhny license area of LUKOIL-Nizhnevolzhskneft LLC: report / executable. IN AND. Pogozhina // Volgograd, JSC «Volgogradnefteg eofizika». 2006. 41 p.
7. Comprehensive study of core and formation fluids from well 2 Levoberezhnaya: Report. LLC «LUKOIL-
VolgogradNIPImorneft» 2008. Pp. 115-116. (251 p).
8. Guidelines for geological and field analysis of the development of oil and gas-oil fields: RD 153-39.0-11001: approved. and put into effect by order of the Ministry of Energy of Russia dated 02/05/2002. Moscow, 2002. 59 p.
9. Matvienko VN., Chaitsky VP. Dependence of the transformation of organic matter in sedimentary rocks on the thermal regime of the subsurface // Izv. Academy of Sciences of the USSR. Ser. geol. Moscow, 1981. No. 9. Pp. 164-176. (206 p).
© Панина Ольга Владимировна
кандидат геолого-минералогических наук, доцент,
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный университет», ORCID: 0009-0009-0667-4026 эл. адрес: [email protected]
© Донцова Ольга Леонидовна
кандидат географических наук, доцент,
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный университет», ORCID: 0009-0001-9072-9481 эл.адрес: [email protected]
© Panina Olga Vladimirovna
Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Associate Professor,
Federal State Budgttari Educational Instution of Higher Education Kuban State University, ORCID: 0009-0009-0667-4026 e-mail: [email protected]
©Dontsova Olga Leonidovna
Candidate of Geographical Sciences, Associate Professor,
Federal State Budgttari Educational Instution of Higher Education Kuban State University, ORCID: 0009-0001-9072-9481 e-mail: [email protected]
УДК 553.1:551.73
DOI 10.24412/1728-5283-2023-4-56-65
ГЕОЛОГИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ФУНДАМЕНТА ЮГО-ЗАПАДА ТУРАНСКОЙ ПЛИТЫ *
© Попков Василий Иванович
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный университет», г. Краснодар, Российская Федерация
Палеозойские отложения юго-запада Туранской плиты многими исследователями рассматриваются в качестве одного из важнейших и перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ. При этом представления о тектонической природе палеозойских толщ, их нефтегазо-генерационном потенциале и емкостно-фильтрационном свойствах существенно разнятся. Помимо теоретического данная проблема имеет и важное практическое значение. В представленной работе освещены результаты детального изучения вещественного состава магматических и метаморфических пород палеозоя, вскрытых глубокими скважинами в пределах Мангышлака и Прикарабогазья. Для расчленения и корреляции разрезов использованы материалы геофизических исследований скважин, включающие все виды каротажа. Особое место принадлежит микроскопическому изучению пород с целью определения их состава и генезиса, степени постседиментационных преобразований и формационной принадлежности. Изучены и критически проанализированы имеющиеся материалы о нефтегазоносности палеозоя. Установлено, что известные здесь палеозойские породы представлены
*
Для цитирования:
Попков В.И. Геология и перспективы нефтегазоносности фундамента Юго-Запада Туранской плиты // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2023. №4. С. 56-65. DOI 10.24412/1728-5283-2023-4-56-65.
