Месторождение: Капиевское (ID: 37729)

Свойства

Класс Месторождения: Среднее

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки: Нерегулярная добыча

Год открытия: 1970

Источник информации: ПП_2021г. (актуально на 2023г.)

Метод открытия:

Площадь: 3.98 км²

Описание

Капиевское нефтяное месторождение

Месторождение, названное в честь известного советского пи­сателя Эффенди Капиева, погибшего в годы Великой Отечествен­ной войны, расположено юго-западнее г. Южно-Сухокумск. Сейсморазведочными работами в 1967 г. здесь по отражающему горизонту 2К-J было подготовлено куполовидное поднятие, окон­туренное изогипсой - 3750 м, которое было введено в поисковое бурение в 1968 г.

В результате бурения скв. 1 в своде структуры в 1968 г. из IX₂ пласта нижнего мела получен промышленный приток нефти. В последующем разведка была направлена на оконтуривание выявленной залежи и оценку нефтегазоносности юрских отло­жений. Осуществлялась она бурением скв. 2, 3, 4, 5, которые поз­волили выявить залежь в VI пачке средней юры и подготовить месторождение к разработке. В пределах основного купола Капиевского месторождения на первом этапе были пробурены одна поисковая и четыре разведочные скважины общим объемом 20075 м. Все скважины дали промышленные притоки нефти. В последующем для разработки месторождения были пробурены четыре (6, 7, 8, 10) эксплуатационные скважины.

В 1974 г. в сводовой части малого купола, расположенного к северу от основной структуры, была пробурена поисковая скв. 9 глубиной 3939 м. При испытании VI пачки (интервал 3871-3875 м) через 6 мм штуцер в ней был получен приток нефти и газа дебитами 80 т/сут и 60 тыс. м³/cyт, соответственно. Для оконтуривания этой залежи на северном склоне купола была заложе­на скв. 11, в которой из VI пачки получена вода. Залежь оказа­лась незначительного размера и разведочные работы на этом ку­поле были прекращены. В результате бурения с достаточной пол­нотой изучено геологическое строение Капиевской площади.

Рис.1. Месторождение Капиевское.

А-электрокаротажный разрез пролуктивной части нижнего мела и юры; Б- структурная карта; В- профильный геологический разрез. 1- изогипсы кровли IX1пласта нижнего мела; 2- контур нефтеносности; 3- песчаники; 4- алевролиты; 5- нефтяные залежи.

Наиболее древние отложения, представленные розовыми гранитами палеозоя, достигнуты здесь скв. 4 на глубине 4152 м (пройдено 68 м). Граниты трансгрессивно перекрываются вулканогенно-осадочными образованиями триаса, мощностью 300 м, представленными туфами кварцевого порфира, туфо-песчаниками и туфо-алевролитами, переслаивающимися с терригенно-карбонатными породами. Триасовые отложения несогласно перекрыва­ются среднеюрскими песчано-алевролитовыми породами мощно­стью 45 м, в которых выделяется VI пласт. Последний несоглас­но перекрывается терригенными породами верхней юры (II + IIIпачки). Нижнемеловые отложения представлены всеми ярусами, в разрезе которых выделяются регионально нефтегазоносные пласты от I до XIII₁.

По продуктивным пластам нижнего мела и средней юры Капиевская структура представляет собой поднятие овальной фор­мы меридионального простирания. По VI пачке средней юры оно имеет размеры 3,6х1,95 км и высоту 22 м, а по IX₁ пласту ниж­него мела размеры структуры уменьшаются до 2,8х1,4 км, а вы­сота - до 16 м.

Промышленная нефтеносность месторождения связана с IX пачкой нижнего мела и VI пачкой средней юры. IX пачка сложена чередованием песчаников с хорошими емкостными фильтрационными свойствами с менее проницаемыми алевролитами и глина­ми. В целом пачка подразделяется на три пласта (IX₁, IХ₂, IХ₃), разделенных глинистыми прослоями мощностью от 3 до 2 м. IX₁и IХ₂ пласты нефтеносны, а IХ₃ - водоносный. Мощность IX₁пласта меняется от 9 до 14 м, а IХ₂ - варьирует от 7 до 10 м. Среднее значение пористости песчаников составляет 17   % для IХ₁ пласта и 12   % для IX₂.

Первый промышленный приток нефти из IX₁ пласта в колонне был получен в скв. 4, где в интервале 3625-3636 м дебит нефти через 8 мм штуцер составил 164 м³/сут. Залежь пластовая сводовая, ВНК проводится на отметке - 3608 м, высота залежи 14 м. Начальное пластовое давление -37,0 МПа, температура - 147 °С. Режим залежи упруговодонапорный. Среднее значение газового фактора - 58 м³/м³.

IХ₂ пласт впервые был испытан в скв. 1- открывательнице Капиевского месторождения, где из интервала 3640-3648 м получен приток нефти дебитом 140 м³/сут через 6 мм штуцер. Залежь - пластовая сводовая, высота - 8 м.

VI пачка, залегающая в подошвенной части средней юры, представлена чередованием кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов общей мощностью 12-20 м. Открытая пористость, по данным промыслово-геофизических исследований, 16,5 %, про­ницаемость - 39-48 мД. Первый промышленный приток нефти из VI пачки был получен в скв. 2 при испытании интервала 3868 -3873 м, при этом дебиты через 10 мм штуцер составили 178 м³/сут нефти и 295 тыс. м³/сут газа. В скв. 3 притоки нефти и га­за через 8 мм штуцер составили 139 м³/сут и 131 тыс. м³/сут, со­ответственно. Залежь VI пачки пластовая сводовая, ВНК прово­дится на отметке - 3847 м, высота залежи - 19 м. Начальное пластовое давление - 41,1 МПа, температура - 154°С. Режим залежи водонапорный, среднее значение газового фактора - 502 м³/м³.

НефтиIX пачки нижнего мела характеризуются следу­ющими средними показателями: плотность - 0,8133 г/см³, вязкость - 2,84 сП, температура застывания -13,2°С. Компонентный сос­тав (весовой   %): силикагелевых смол - 2,03-4,5, асфальтенов - 0,61-0,96, парафина - 21-28, серы - 0,08-0,09. Выход свет­лых фракций до 200°С колеблется от 24 до 30  %, а при 350°С - от 60 до 68  %. Групповой углеводородный состав нефтей характери­зуется следующими показателями: метановых - 54,7-73,8, наф­теновых - 16,8-37,8, ароматических - 6,4-13,2 (весовой  %). В целом нефти IX₁ и 1Х₂ пластов относятся к легким малосернистым, высокопарафинистым нефтям метанового типа.

Попутный газ продуктивного горизонта нижнего мела облада­ет повышенным удельным весом - 0,892 с довольно высоким со­держанием углекислоты 13,1-17,4, азота 1,9-7,69 (объемный  %). Компонентный состав газов характеризуется следующими пока­зателями: метана -59,65-60,56; этана - 7,28-9,40; пропана - 5,41-5,88; изобутана - 0,62-0,82; нормального бутана - 1,61- 1,66; изопентана -0,38-0,39;  пентана - 0,57-0,59;  гексана - 0,28-0,29; углекислоты + сероводорода - 15,59-17,37;  азота - 4,03-7,69; гелия - 0,0132.

В отличие от нефтей нижнего мела, нефти VI пачки средней юры характеризуются меньшей плотностью и более широким диапазоном изменчивости физических свойств. Так, плотность меняется от 0,7730 до 0,8063 г/см³, вязкость - от 1,32 до 4,37 сП, температура застывания - от 8 до 15°С. В нефтях содержится: парафина 9-24,87; силикагелевых смол - 0,5-3,0; асфальтенов - 0,09-0,19; серы - 0,020-0,6 (весовые   %). Выход фракций до 200 °С и до 300 °С варьирует в пределах 30-46 и 72-83 (объем­ные %), соответственно. Групповой углеводородный состав неф­тей характеризуется следующими показателями  (весовые   %): метановых - 49,9-81,1; ароматических - 11,4-26,0; нафтеновых - 7,5-38. Нефти метанового типа, малосернистые. Попутные газы отличаются значительными колебаниями удельного веса (0,737-0,945) и компонентного состава: метана - 38,74-75,69; этана - 6,95-19,45; пропана - 4,15-17,80; изобутана - 0,14-3,52; нор­мального бутана - 0,17-5,27;  изопентана – 0,21-1,66; пентана - 0,22-2,94; гексана - 0,15-0,45; углекислоты и сероводорода - 5,42-8,91; азота - 0,44-4,17. Содержание сероводорода от 0 до 4,56 г/100 м³, гелия  - от 0 до 0,0251 (объемные   %).

Перспективы нефтегазоносности Капиевского месторождения ограничены, связываются они с отдельными неопробованными пластами юры и нижнего мела, где при испытании не были по­лучены притоки.

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: Соляное