Литература по нефтяной
и газовой промышленности

Нефтегазоносность Хасырейского месторождения

Несмотря на сложность геологического строения, основные залежи нефти на Хасырейском месторождении прослеживаются непрерывно в наиболее приподнятой части структуры. Неоднородность продуктивных отложений, наличие плотных разностей в основном продуктивном разрезе уравновешивается значительной толщиной вмещающих нефть пород, т. е. при вскрытии в скважинах всего интервала залежей большая общая толщина нефтесодержащих пород обеспечивает достаточно высокие дебиты нефти в скважинах центральных частей залежей. В пределах Хасырейского месторождения выделяются четыре нефтегазоносных комплекса (приложение 1).

1). Среднеордовико-нижнедевонский карбонатный нефтегазоносный комплекс. Ордовикские отложения не вскрыты. Силурийские отложения нижнего и верхнего отделов вскрыты большинством скважин. Практически во всех скважинах при опробовании нижнего силура притоков нефти не получено, за исключением Хасырейской скв. №1. Верхнесилурийская залежь открыта на Хасырейском месторождении скв. №№ 2, 35, 41, 43 и 45. Основными объектами геологоразведочных работ на Хасырейском месторождении являются отложения нижнего девона, выделенного в объеме лохковского яруса. В нем выделяются четыре пачки (снизу вверх):

§ известняковая пачка;

§ доломитовая пачка – основной продуктивный горизонт;

§ глинисто-доломитовая пачка – непосредственно перекрывает основной продуктивный горизонт, является зональной покрышкой;

§ сульфатно-доломитовая пачка – зональная покрышка, но имеются характерные участки значительной трещиноватости.

2). Среднедевонско-франский нефтегазоносный комплекс. Горизонты входящие в этот комплекс являются региональной экранирующей толщей для залежей Хасырейского месторождения.

3). Доманиково-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс.

4). Средневизейско-нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс.

5). Юрско-меловой терригенный нефтегазоносный комплекс.

Важной особенностью нефтегазоносных комплексов является то, что их объемы обычно не контролируются четкими стратиграфическими границами. Первичная неоднородность горизонтов, в которых пористые, кавернозные и трещиноватые участки как пористо-кавернозно-трещиноватые не постоянны по разрезу и площади, границы также непостоянны. Покрышка залежи может быть участками проницаема и переходить в ранг коллектора, хотя может быть и низкого качества.

При опробовании горизонта в одной и той же скважине из одних интервалов получаются высокодебитные притоки нефти, другие не дают никакого притока жидкости. Однако, большая мощность продуктивных горизонтов обеспечивает определенную сообщаемость коллекторов по всей площади залежи. Скважин, которые в границах залежей, в особенности в центральных, купольных зонах не дали промышленные притоки нефти, нет. Внутри залежей нет притоков воды или нефти с водой.

Далее будет рассмотрена только залежь в нижнедевонских отложениях.

Залежь нефти в нижнедевонских (D1) отложениях. Залежь нефти пластовая сводовая тектонически экранированная. Литологически продуктивные отложения представлены доломитами, реже доломитизированными известняками трещинновато-каверно-порового типа. Нефтенасыщенные толщины коллекторов колеблются от 21,6 м в скв. №28 до 86,6 м в скв. №32 (приложение 2).

Общая толщина проницаемых карбонатов колеблется от 153 м до 530 м. Максимальная толщина вскрыта в наиболее приподнятой части структуры в скв. №32, в которой при опробовании в пяти интервалах на 7 мм штуцере получены притоки нефти от 37 м3/сут до 138,5 м3/сут. При суммировании результатов опробования суммарный дебит составляет 468 м3/сут.

Площадь нефтеносности залежи ограничена с запада и востока границей, являющейся проекцией пересечения плоскости нарушения и подошвы промышленных пластов, на севере – водонефтяным контактом, принятым на отметке –2421 м, на юге – условной линией, проведенной в 1 км от скв. №28 (см. приложение 2). Основные сведения о залежах приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика залежей нефти на Хасырейском месторождении

За-

лежь

Тип

залежи

Раз-

меры,

км

Вы-

сота, м

ВНК, м

Эффект.

нефте-

насыщ.

тол-

щина, м

Дебит,

м3/сут

S2

Нефтяная пласт,

свод. тект. экран

3,7х2,5

130

-2381

11,58

42

D1

Нефтяная пласт,

свод. тект. экран

25х2

490

-2421

40,8

53,3

Комментарии (0)



Разрешённые теги: <b><i><br>Добавить новый комментарий: