Месторождение: Леваневское (ID: 36452)

Свойства

Класс Месторождения: Среднее

Тип Месторождения: Нефтегазовое

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки: Нерегулярная добыча

Год открытия: 1971

Источник информации: Росгеолфонд

Метод открытия:

Площадь: 9.57 км²

Описание

Леваневское нефтегазоконденсатное месторождение

Месторождение, расположенное к юго-западу от г. Южно-Сухокумск, названо в честь Героя Советского Союза летчика С.А. Леваневского. Одноименное поднятие было подготовлено к глу­бокому бурению сейсмическими исследованиями MOB в 1968 г. Структура представляла собой малоамплитудное четырехку­польное поднятие, ориентированное в широтном направлении, размеры каждого купола не превышали 1,9х1,5 км с высотой до 20 м.

Поисковое бурение на площади было начато в 1970 г. зало­жением скв. 1, 2, 3 в сводах отдельных (I, II, III) куполов, раз­ведка IV купола с наименьшими размерами (0,8х0,7 км и высотой 10 м) ставилась в зависимость от результатов бурения первых поисковых скважин. При испытании в колонне скв. 1 и 2 в 1971 г. получены промышленные притоки нефти и газа. Всего на место­рождении в пределах четырех куполов пробурено 13 скважин общим объемом 47137 м. Нефтегазоносность IV купола, где была пробурена скв. 8, не подтвердилась. Скв. 3, 4, 5, 6, 8, 9, 10, 11 были ликвидированы по геологическим причинам. Промышлен­ные притоки нефти и газа были получены из нижнемеловых отло­жений в скв. 1, 2, 10, 12, 13, которыми были открыты залежи нефти в VIII₂  и IX₁ пластах и газоконденсата в IХ₂ пласте.

Самой глубокой (4210 м) из пробуренных на площади являет­ся скв. 2, где по отложениям карбона пройдено 716 м. Характер­ной особенностью Леваневского месторождения является полное отсутствие в разрезе триасовых отложений. Породы фундамента с резко выраженным угловым несогласием трансгрессивно пере­крываются среднеюрскими слоями с минимальной мощностью (53 м) на юго-западе площади (скв. 2, 5, 6, 11), где полностью отсутствует песчаниковая пачка. Появление верхней части этой пачки, сложенной VI пластом, отмечается на востоке в скв. 3, где мощность среднеюрских отложений возрастает до 60 м. Верх­неюрские отложения также характеризуются сокращенной мощно­стью (42 м) на юго-западе площади (скв. 2) и возрастанием на востоке до 82 м в скв. 13. Нижнемеловые отложения представле­ны в полном стратиграфическом объеме, где выделяются все ре­гиональные нефтегазоносные пласты (I-XIII₁), из которых VIII₂, IX₁ и IХ₂ являются продуктивными (рис. 1).

Рис.1. Леваненское нефтегазоконденсатное месторождение. А- электрокаротажный разрез скв.1; Б- структурная карта по кровле IX₁ пласта нижнего мела; В- профильный геологический разрез. 1- песчаники; 2- алевролиты; 3- известняки; 4- доломиты; 5- породы фундамента; 6- изогипсы кровли IX₁ пласта; 7- контур нефтегазоносности; 8- залежь нефти; 9- залежь газоконденсатная.

Леваневская структура, по данным сейсморазведки, представ­лялась  четырехкупольным поднятием, бурением подтвердилось наличие только трех куполов, причем плановое положение их смещено к северу относительно сейсмического структурного пла­на. Ниже приводится характеристика куполов по кровле IX₁пласта: I купол (западный) по замыкающейся изогипсе - 3240 м -1,25х0,8 км, II купол (центральный) по замыкающейся изогип­се - 3230 м - 1,75х1,6 км, III купол (восточный) по изогипсе - 3245 м - 2,3х1,5 км. Амплитуды куполов не превышают 7-13 м. Вверх по разрезу структурная выраженность снижается и в верх­ней части олигоцена полностью теряется.

Промышленная нефтегазоносность Леваневского месторожде­ния связана с VIII₂, IX₁, IX₂  пластами нижнего мела.

VIII₂  пласт сложен кварцевыми песчаниками. Мощность плас­та меняется от 23 м (скв. 2) до 8-10 м (скв. 9, 13). Минимальное значение ее (3 м) отмечается в скв. 3, где происходит замещение пласта глинисто-алевролитовыми породами.  Нефтегазоносность VIII пачки установлена только на II (центральном) куполе, где глинистым прослоем он разделяется на две части общей мощностью до 17 м (скв. 1 и 12). Продуктивной является верхняя, наибо­лее проницаемая часть пласта, среднее значение открытой порис­тости песчаников 16%. При испытании VIII₂ пласта в скв. 12 (интервал 3222-3225 м) через 6 мм штуцер был получен приток нефти 68 т/сут с водой (10%) и газа 38 тыс м³/сут. В скв. 1 отме­чен приток нефти с водой. Залежь - пластовая сводовая,  водоплавающая, высота - 2-3 м, оконтуривается отметкой  3202 м. Режим залежи упругонапорный.

IX пачка (45 м) представляет чередование кварцевых песча­ников и алевролитов с глинами, разделяющими его на пласты (IX₁, IХ₂, IХ₃). Продуктивными являются IX₁ и IХ₂ пласты. Мощ­ность IX₁ пласта меняется от 7 до 12 м, аIХ₂ - в пределах 8-4 м. Наиболее чистыми разностями песчаники представлены в преде­лах западного купола, где эффективная мощность их 4,5м. Среднее значение открытой пористости описанных пластов 15%, про­ницаемость варьирует от 78 до 209 мД.

В IХ₁ пласте залежи установлены в пределах центрального и восточного куполов. Открывательницей залежи II купола явилась скв. 1, при испытании которой (интервал 3243-3253 м), через 10 мм штуцер был получен приток нефти дебитом 151 м³/сут и га­за 27 тыс. м³/сут. Однако указанная скважина, проработав около года, обводнилась. В скв. 12, в пределах этого же купола, и вскрывшей кровлю IХ₁ пласта гипсометрически выше на 1 м, при испытании получена вода с незначительным количеством газа. При опробовании скв. 5 пластоиспытателем  (интервал 3245-3253 м) отмечались газ с нефтью, а в колонне (интервал 3250-3253 м) - вода с обильной пленкой нефти, при этом отметки испытания в колонне (3227-3230 м) находятся не ниже отметок перфорации скв. 1 (3221-3231 м), где установлен приток чистой нефти. Залежь центрального купола - пластовая сводовая, ВНК проводится на отметке - 3226 м, высота залежи - 6 м. Началь­ное пластовое давление-32,4 МПа, температура - 138°С, газо­вый фактор - 126 м³/т. Режим залежи - упруговодонапорный. На восточном куполе приток нефти получен в скв. 7 (интервал 3259-3263 м), дебит нефти через 6 мм штуцер составил 70 м³/сут, а газа - 3600 м³/сут. Нефть с газом в пределах этого купола так­же была получена в скв. 13, вскрывшей кровлюIХ₁ пласта гипсо­метрически выше на 6 м, чем скв. 7.

ЗалежьIХ₁ пласта III купола - пластовая сводовая, ВНК условно проводится на отметке 3243 м, высота залежи - 11 м. Начальное пластовое давление - 32,4 МПа, температура -136°С. Газовый фактор -114 м³/т, режим залежи - упруговодонапор­ный.

В IХ₂ пласте скв. 2 установлена единственная газоконденсатная залежь в пределах западного купола, где при испытании интервала 3272-3280 м получен приток газа дебитом 195 тыс. м³/сут и конденсата 96 м³/сут через 11 мм штуцер. В скв. 10, вскрывшей IХ₂ пласт на той же отметке  (-3247 м), получен газо­конденсат с водой. Залежь IХ₂ пласта - пластовая сводовая, водоплавающая, ГВК на отметке - 3255 м, высота залежи-8 м. Начальное пластовое давление - 31,9 МПа, температура - 14 ⁰С. Режим залежи - газовый.

Нефти продуктивных горизонтов нижнемеловых отложений легкие (0,8212-0,8300 г/см³), малосернистые, высокопарафинистые, метанового типа. Компонентный состав (весовой %): парафинов - 20,58-24,2,  асфальтенов - 0,54-1,05,   силикагелевых смол - 3,32-2,28; серы - 0,10-0,12, выход светлых фракций до 300 ⁰С - 48%. Групповой углеводородный состав нефтей следую­щий (весовой %): метановых - 64-68%, нафтеновых - 20-23%, ароматических - 11-12%.

Попутные газы нефтяных залежей обладают повышенным удельным весом (по воздуху) - 0,899-0,965. Компонентный сос­тав их характеризуется следующими данными (объемные %): метана - 52,15-73,73;  этана - 11,66-18,37;    пропана - 5,23-13,70; изобутана - 0,8-2,18; нормального  бутана -1,18-4,13; пентана + высшие - 0,76-1,56; сероводорода - 0,28-0,81; азота -1,84-4,41; углекислого газа - 1,9-5,28.

Газ газоконденсатной залежи IХ₂ пласта западного купола по своим свойствам близок к вышеописанным попутным газам. Его удельный вес (по воздуху) - 0,925, а компонентный состав: ме­тана - 67,11; этана - 12,03; пропана -   4,25; изобутана - 0,68;нормального бутана - 1,17;  пентана + высшие - 6,94; гелия - 0,03; сероводорода - 1,48; азота - 3,43; углекислого газа - 4,37.

Воды продуктивных горизонтов характеризуются высокой (131,4 г/л) минерализацией и относятся к хлоркальциевому типу.

Перспективы Леваневского месторождения следует связывать с доразведкой VIII₂, IX, XIII₁ пластов и пачек нижнего мела, а также с более качественным опробованием верхне- и среднеюрских пластов, из которых при испытании во многих случаях не были получены притоки, а некоторые вовсе не испытывались (XI₁, XII₂, II₁, II). В связи с выклиниванием второй песчаниковой пач­ки средней юры к северу и северо-востоку от Леваневской пло­щади, в непосредственной близости могут быть развиты пласты этой пачки, которые в условиях литолого-стратиграфического выклинивания могут создавать ловушки неантиклинального типа. Переоценку и доразведку месторождения целесообразно осуще­ствить на новой сейсмической основе с применением прямых ме­тодов поиска.

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: Катранное