Месторождение: Равнинное (ID: 36427)

Свойства

Класс Месторождения: Среднее

Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки: Доразведка

Год открытия: 1965

Источник информации: ПП_2021г.

Метод открытия:

Площадь: 8.71 км²

Описание

Равнинное нефтегазоконденсатное месторождение

Месторождение расположено юго-восточнее пос. Южно-Сухокумск. В 1956 г. здесь сейсморазведкой по отражающему гори­зонту 2K₁-Jбыло выявлено одноименное поднятие. В 1964 г. с целью поисков нефти и газа в нижнемеловых и юрских отложе­ниях на площади было начато бурение скв. 1, где из II пачки средней юры в 1965 г. был получен приток газа дебитом 214 тыс. м³/сут и конденсата 14,2 м³/сут. В 1967 г. притоки газа с конден­сатом из этой же пачки получены в скв. 4 и 7. В результате бурения и данных сейсморазведки было установлено, что свод структуры смещен относительно первоначального положения на 1 км к востоку. Всего для разведки нижнемеловых и юрских от­ложений на первом этапе было пробурено 7 скважин общим объемом 26669 м. Из них продуктивными оказались скв. 1, 4, 5, 7. Промышленная газоносность была установлена во II₁ и II₂ пластах верхнеюрских отложений. В 1974 г. разработка этих залежей была прекращена вследствие обводненности скважин.

В 1982 г. скв. 10 из нефтекумской свиты триаса получен при­ток нефти. К северу от скв. 10 в 800 м заложена скв. 11, оказавшаяся законтуренной, а к югу - скв. 12, вскрывшая кров­лю нефтекумской свиты на 6 м выше, чем скв. 10, и давшая при­ток нефти.

В продуктивных юрских отложениях выделяются аналоги всех регионально нефтегазоносных пластов. В скв. 10 нижнеюрские слои несогласно залегают на отложениях анизийского яруса, мощность которых не превышает 12 м, а к северу, в скв. 1, она резко возрастает до 70 м. Глинистые породы демьяновской свиты (50 м), перекрывая карбонатные породы нефтекумской свиты, образуют надежную покрышку нефтяной залежи (рис. 1).

Рис.1. Месторождение Равнинное.

А- геолого-геофизический разрез; Б- структурная карта по триасовому отражающему горизонту «Т»; В- структурная карта по кровле II пласта верхней юры; Г- профильный геологический разрез. 1- доломиты; 2- аргилиты; 3- песчаники; 4- известняки глинистые; 5- известняки; 6- стратоизогипсы отражающего горизонта «Т»; 7- нефтяная залежь; 8- газоконденсатная залежь.

В структурном отношении месторождение представляет куполовидное поднятие субширотного простирания, которое выража­ется в триасовых, юрских и нижнемеловых отложениях, а выше по разрезу в верхнемеловых слоях приобретает форму пологой террасы. По кровле продуктивных пластов верхней юры поднятие, оконтуренное изогипсой - 3760 м, имеет размеры - 4,3х2,6 км и высоту - 20 м.

По отражающему сейсмическому горизонту Т в триасовых отложениях поднятие, оконтуренное изогипсой - 4300 м, имеет сложную куполовидную форму, размеры его 5,5х4 км, высота - 90 м. По­ложение свода триасовой структуры практически совпадает со сводом купола продуктивных пластов верхней юры.

Промышленная газоносность месторождения связана с II₁ и II₂ пластами верхней юры, сложенными песчано-алевролитовыми породами.

II₁ пласт характеризуется резкой литологической изменчиво­стью, вследствие чего подразделяется на ряд пропластков, из ко­торых верхний отделен выдержанным глинистым прослоем. Ниж­няя часть его также неоднородна по составу пород, что обуслав­ливает изменение общей мощности от 8 д 12 м. Для II₁ пласта характерно увеличение глинистости к своду структуры, что ухуд­шает его коллекторские свойства. Открытая пористость песчани­ков меняется от 12,5 до 22,8  %, а проницаемость - от 1 до 365 мД. Промышленные притоки газа и конденсата во II₁ пласте были получены в скв. 1, 5, 9, 14. В скв. 1 при испытании интервала 3751-3756 м дебиты газа и конденсата через 14 мм штуцер сос­тавили, соответственно, 214,3 тыс. м³/сут и 14,2 м³/сут. В скв. 7 дебит газа-149 тыс. м³/сут через 9 мм штуцер, а в скв. 14 дос­тигал 600 тыс. м³/сут газа через 10 мм штуцер-

Вследствие выклинивания коллектора залежь II₁ пласта имеет сложное строение, разделяясь зоной выклинивания на две части: западную и восточную. ГВК проводится на отметке - 3750 м, вы­сота залежи западной части 5 м, а восточной - 7 м. Залежь II₁ пласта водоплавающая, режим упруговодонапорный. Начальное пластовое давление - 40,0 МПа, пластовая температура - 148°С.

II₂ пласт характеризуется сравнительной выдержанностью литологического состава. Представлен он кварцевыми песчаника­ми общей мощностью 3-7 м. Открытая пористость меняется от 14 до 24,5  %, проницаемость - 302-1817 мД. II₂ пласт был испытан в скв. 4 (интервал 3771-3777 м), дебит газа через 16 мм штуцер составил 520 тыс. м³/сут конденсата - 14,5 м³/сут. В скв. 8 из интервала 3761-3764 м через 7,5 мм штуцер получен приток газа дебитом 216 тыс. м³/сут и 3,3 м³/сут конденсата. Вследствие неблагоприятных коллекторских свойств в скв. 9 и 13 притока не было получено. ГВК II₂ пласта проводится на отметке - 3771 м, высота залежи - 15,4 м. Залежь пластовая сводовая с упруговодонапорным режимом. Начальное пластовое давление - 40,1 МПа, пластовая температура - 148°С.

Газы Равнинного месторождения легкие, удельного веса 0.678-0,709; содержание метана - 82,19-93  %; этана - 6,56-5,89  %; пропана - 1,49-1,66  %; изобутана - 0,30-0,42  % ;  нормального бутана - 0,47-0,50  %; пентана+высшие 0,47-0,57  %; кислых компонентов - 5,56-6,24 %; азота - 1,21-3,54  %; сероводорода  до 2,1 г/100 м³. Конденсат имеет высокую плотность - 0,8505 г/см³ и представлен в основном ароматическими углеводородами.

Воды верхнеюрских продуктивных пластов хлоркальциевого типа с высокой минерализацией 4254,56 - 4812,48 мг-экв/л. Нефтеносность месторождения связана также с нефтекумской сви­той, представленной пористыми доломитами и трещиноватыми известняками. Максимально (190 м) они вскрыты в скв. 11. Пер­вый промышленный приток нефти был получен в скв. 10 при ис­пытании открытым забоем интервала 4230-4251 м, дебит нефти при этом составил 60 т/сут, газа 3 тыс. м³/сут через 6 мм штуцер. В скв. 12 из интервала 4240-4263 м через 6 мм штуцер получен приток нефти с водой (30  %) общим дебитом 95 м³/сут и газа 3 тыс. м³/сут.

В скв. 11, вскрывшей нефтекумскую свиту за контуром, при опробовании пластоиспытателем из интервала 4304-4316 м по­лучена вода. Описываемая залежь массивного типа, ВНК условно проводится на отметке 4264 м. Пластовое давление, замеренное в скв. 10, на глубине 4248 м составляет 46,3 МПа, температура - 163°С. Нефть триасовых от­ложений легкая, бессернистая, высокопарафинистая с темпера­турой застывания - +32°, фракционный состав: до 200°С - 19; до 250°С - 28; до 300°С - 39; до 350°С - 51 (объемные  %).

Перспективы Равнинного месторождения в основном связы­ваются с доразведкой нефтяной залежи нефтекумской свиты, а так­же нижнемеловых и юрских отложений, как попутно, так и при возврате фондом эксплуатационных скважин.

Заслуживает внимания и базальный пласт нижней юры, при опробовании которого пластоиспытателем  (интервал 4150- 4166 м) получен слабый приток газа.

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: Инчхе-море