Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1982
Источник информации: ПП_2020г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 1.37 км²
Центральное нефтяное месторождение
Месторождение расположено к востоку от Солончакового. Названо оно по одноименной параметрической скв. 1, заложенной в центральной части Равнинного Дагестана в 1976 г., с целью изучения разреза триасовых отложений в пределах структурного осложнения, выявленного сейсморазведкой МОВ ОГТ по отражающему горизонту Т. Одновременно с бурением на площади проводились детализационные сейсмические исследования. Скв. 1 закончена бурением при забое 4724 м в отложениях нефтекумской свиты, кровля которых вскрыта на глубине 4520 м. При опробовании регионально нефтегазоносных пластов нижнего мела, юры, продуктивной пачки среднего триаса и нефтекумской свиты были получены притоки воды. В процессе бурения в нефтекумской свите отмечалось поглощение промывочной жидкости (1650 м3), а при опробовании - интенсивные притоки пластовой воды, что свидетельствует о хороших емкостных и фильтрационных свойствах карбонатных пород.
В 1971 г. сейсморазведкой на Центральной площади было выявлено куполовидное поднятие, к западу от пробуренной параметрической скв. 1. Размеры его по замыкающейся изогипсе- 4500 м 1,5х1,2 км, амплитуда - 70 м. В своде этого поднятия в 1981 г. была заложена поисковая скв. 2, вскрывшая нефтекумскую свиту на 21 м выше, чем в скв. 1. В октябре 1982 г. при испытании скв. 2 получен промышленный приток нефти, послуживший основанием к заложению скв. 3 на северном опущенном блоке сейсмической структуры. Однако скв. 3 вскрыла нефтекумскую свиту гипсометрически выше на 19 м, показав несоответствие сейсмическому структурному плану, и в то же время нарастив этаж нефтеносности, поскольку в ней был получен приток нефти. Для дальнейшей разведки месторождения к северо-востоку от скв. 3 заложена разведочная скв. 4.
Для триасового комплекса месторождения характерна неполнота стратиграфического объема, обусловленная выпадением из разреза верхнетриасовых и частично среднетриасовых отложений. В разрезе среднего триаса выделяются ладинский (95-115 м) и анизийский (670-195 м) ярусы. В средней части анизийского яруса залегает продуктивная пачка, характеризующаяся в скв. 1 благоприятными коллекторскими свойствами, а в скв. 3, лишенная их из-за сильной глинистости известняков. Демьяновская свита представлена аргиллитами мощностью 17-37 м. Нефтекумская свита сложена доломитами и трещиноватыми известняками, неполная их мощность - 204 м (рис. 1).
Рис.1. Месторождение Центральное. А- геолого-геофизический разрез триасовых отложений; Б- структурная карта по условному отражающему горизонту триаса; В- профильный геологический разрез; 1- аргиллиты; 2- известняки глинистые; 3- известняки песчанистые; 4- доломиты; 5- изогипсы условного отражающего горизонта; 6- нефтяная залежь; 7- газоконденсатная залежь; 8- продуктивная пачкаанизийского яруса; 9- реперная пачка в основании анизийского яруса; 10- песчаники.
По поверхности нефтекумской свиты Центральная структура оконтуривается изогипсой -4525 м и представляет куполовидное поднятие размерами 2,2х1,75 км и амплитудой - 45 м. Вверх по разрезу степень структурной выраженности снижается: по кровле продуктивной пачки среднего триаса высота ее - 35 м, по поверхности базального пласта нижней юры - 22 м, а по кровлеVI пачки средней юры - 18 м.
Открывательницей Центрального месторождения является скв. 2, при испытании которой из нефтекумской свиты (интервал 4498-4505 м) получен приток нефти дебитом 69 т/сут с водой 28 м3/сут через 4 мм штуцер. В последующем приток нефти дебитом 88 т/сут был отмечен в скв. 3 при испытании интервала 4480-4495 м. Коллектором служат трещинно-поровые и кавернозные доломитизированные известняки. Пористость насыщения их, по данным лабораторных исследований, меняется в пределах 0,7- 5,5 %, а по промыслово-геофизическим - 7 %. Проницаемость в среднем составляет 95 мД. Нефтяная залежь массивного типа, высотой 26 м, ВНК проводится на отметке 4507 м. Режим залежи упруговодонапорный, начальное пластовое давление, приведенное к глубине 4501 м скв. 2, составляет 49,9 МПа, температура - 153°С, газовый фактор - 28 м3/т.
Нефти залежи легкие (0,836 г/см3), высокопарафинистые (31 %), бессерные, температура застывания +36°С, вязкость в пластовых условиях - 0,62 сП, характеризуются довольно высоким выходом легких фракций (45 % до 350°С), низким содержанием (весовые %) силикагелевых смол (1,86) и асфальтенов (0,18). Попутные газы обладают плотностью 0,874, в них содержится (в объемные %): метана - 64,54; этана – 10,61; пропана - 3,24; изобутана - 0,93; нормального бутана-0,84; пентана + высшие 1,3; углекислоты - 15,52; азота - 3,02; серы - 13,48 г/100 м3.
Пластовые воды нефтекумской свиты высокоминерализованные, хлоркальциевого типа (117,8 г/л) плотностью 1,082 г/см3.
В процессе бурения при опробовании пластоиспытателем в скв. 3 изVI пачки средней юры (интервал 3968-3972 м) и из базального пласта нижней юры (интервалы 4155-4164 м и 4164-4170 м) отмечены притоки газа. Приток газа с водой из базального пласта также получен в скв. 2 (интервал 4155-4164 м). В этой же скважине отмечался приток нефти из продуктивной пачки анизийского яруса при опробовании интервала 4350-4372 м.
Перспективы Центрального месторождения связываются с разведкой открытой в нефтекумской свите залежи нефти в западной и восточной ее частях. При этом, соответственно, будет выяснен характер сочленения Центральной структуры с Солончаковым и Рифовым поднятиями. Разведка юрских отложений (VIпачка, базальный пласт) и продуктивной пачки анизийского яруса должна осуществляться попутно, а также при возврате вверх по разрезу.
Источник: Геология нефтегазовых месторождений Дагестана и прилегающей акватории Каспийского моря /Шарафутдинов Ф.Г., Мирзоев Д.А., Алиев Р.М., Серебряков В.А./ - Махачкала: ГУП «Дагестанское книжное издательство», 2001. - 297 с.
Следующее Месторождение: Мохтиковское