Месторождение: Русский Хутор Северный (ID: 37665)

Свойства

Класс Месторождения: Крупное

Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1961

Источник информации: РГФ-23 (6гр_13+6гр_20)+ПП_2022г.

Метод открытия:

Площадь: 16.07 км²

Описание

Нефтегазоконденсатное месторождение Русский Хутор Центральный

Месторождение, расположенное к западу от г. Южно-Сухокумск на границе со Ставропольским краем, было открыто в мае 1961 г. Впервые структура Русский Хутор, состоящая из ряда куполов, выявлена сейсморазведкой в 1954 г. Из трех под­готовленных куполов только Русский Хутор Центральный распо­ложен на территории Дагестана, два других (Русский Хутор Северный и Южный) - в Ставропольском крае.

Поисковое бурение для оценки нефтегазоносности нижнеме­ловых и юрских отложений было начато здесь в 1960 г. заложе­нием скв. 1, всего на поисковом этапе предусматривалось буре­ние шести скважин. В первых же скважинах были получены про­мышленные притоки нефти и газоконденсата из VIII_{1 -2}  пластов (скв. 4), IX пачки (скв. 1, 3) нижнего мела, а также из верхне­юрских отложений в скв. 6. Наряду с промышленной нефтегазоносностью структуры, было установлено смещение ее свода к вос­току, по сравнению с данными сейсморазведки. В последующем разведочные работы были направлены на оконтуривание откры­тых залежей и поиски их в более глубокозалегающих отложени­ях. Разведка нижнемеловых и юрских отложений продолжалась до 1970 г. Всего пробурено 25 скважин (1-24,80), из которых шесть (5, 7, 9, 16, 20, 80) ликвидированы по геологическим и две (15,17) - по техническим причинам. В результате геологоразве­дочных работ были открыты залежи нефти и газа в VI пачке средней юры, нефтегазоконденсата по II пачке верхней юры, нефти и газа в IX-Х пачках нижнего мела. Кроме того, была установлена нефтеносность I пласта нижнего мела, а также по­лучены признаки нефти в известняках верхнего мела.

Рис.1. Месторождение Русский Хутор Центральный. А- геофизический разрез продуктивной части нижнемеловых и юрских отложений; Б- структурная карта по кровле IX пачки нижнего мела; В- структурная карта по кровле VIпачки средней юры; Г- профильный геологический разрез. 1- газовая залежь; 2- газоконденсатная залежь; 3- нефтяная залежь; 4- песчаники

Эксплуатация месторождения  (залежи IX пачки) начата в апреле 1962 г. (скв. 1). В 1965 г. начато бурение эксплуа­тационных скважин, всего их пробурено 70, что позволило детализировать геологическое строение и нефтегазоносность месторождения. Так, оконтурена нефтяная залежь VI пачки средней юры, открыты новые газоконденсатные залежи в ХIII₂ и 1 пластах верхней юры, уточнены контуры нефтегазоносности ранее открытых залежей, а также структурные планы продуктивных горизонтов.

В 1972-1974 гг. на площади были пробурены поисковые скв. 90 и 91 с целью поисков нефти в триасовых отложениях, где при опробовании известняков нефтекумской свиты получены притоки воды.

Поисковое бурение на месторождении Русский Хутор было возобновлено в 1977 г. Объектом поисков на этот раз явились майкопские отложения, вскрытые ранее в многочисленных сква­жинах, в которых они не испытывались, несмотря на их перспек­тивную оценку (Д.А. Мирзоев, Л.И. Джапаридзе, 1962 г.). Осно­ванием для бурения поисковой скважины явились результаты сейсморазведочных работ MOB ОГТ с задачами прогнозирования геологического разреза ЦГЭ и ПО “Грознефтегеофизика”. Для изучения газоносности майкопских отложений была пробурена скв. 95, при испытании которой в ряде пластов были получены промышленные притоки газа. Для разведки майкопских газовых залежей в последующем были пробурены скв. 96 и 97, подтвер­дившие промышленную газоносность выявленных залежей, всего было открыто 6 залежей.

В строении месторождения Русский Хутор Центральный при­нимает участие мощная толща мезозойско-кайнозойского осадоч­ного чехла и переходного триасового комплекса. Наиболее древние отложения (фундамент), представленные розовыми гранитами, вскрыты скв. 90 на глубине 4220 м. Граниты трансгрессивно перекрыва­ются толщей (656 м) известняков нефтекумской свиты. Часто известняки представляют рыхлую массу, легко размывающуюся в процессе бурения, в известняках спорадически встречаются прослои глин. В скв. 90 наиболее четко они выражены в интерва­ле 3713-3727 м, аналогичные известняки с прослоями глин в интервалах 4240-4253 м и 4349-4362 м вскрыты в скв. 91.

Нефтекумская свита перекрывается глинисто-известняковистыми породами оленекского и анизийского ярусов мощностью 15-40 м. В ряде скважин они отсутствуют и песчаники средней юры трансгрессивно залегают на известняках нефтекумской сви­ты. Отложения нижней юры здесь отсутствуют, а среднеюрские - мощностью 150-170 м - представлены терригенными образова­ниями, где выделяются IV, VI, VII, VIII песчаные пачки про­мысловой номенклатуры. Верхнеюрские отложения (80-90 м) сложены доломитами (ХIII₂ пласт), песчаниками I, II, III пачек и разделяющими их прослоями глин. Нижнемеловые отложения представлены в полном стратиграфическом объеме, где выде­ляются пачки и пласты от I до ХIII₁ промысловой номенклатуры. Верхнемеловые и палеоцен-эоценовые отложения сложены кар­бонатными породами, мощность их, соответственно, 210 м и 105 м. Наиболее молодыми отложениями, с которыми связана промыш­ленная газоносность месторождения, является майкопская серия мощностью до 1400 м.

В тектоническом отношении месторождение по поверхности IX пачки нижнего мела представляет куполовидное поднятие субширотного простирания, присводовая часть которо­го осложнена небольшими куполами. Поднятие имеет асиммет­ричное строение, свод его смещен к восточной части структуры, западная периклиналь его пологая и вытянута, восточная - бо­лее крутая. Размеры структуры по замыкающейся изогипсе - 3187 м, соответствующей контуру нефтеносности IX пачки, 8х4,5 км, а высота - 40 м. По среднеюрским отложениям (VI пачке) структура имеет более узкую форму и четко дифференцирована на три поднятия, замыкается внешней изогипсой -3470 м, раз­меры структуры 7х2,5 км при высоте 30 м.

По поверхности триасовых отложений структура месторож­дения представляет собой двухкупольное поднятие, оконтуренное изогипсой - 3530 м, высотой 36 м. Повышенная часть структуры, как и по юрским слоям, расположена в восточной части площади. Оба купола разделены узким грабенообразным прогибом, где скв. 13 вскрыла наибольшую мощность триасовых отложений. Вверх по разрезу структурная выраженность ослабевает. Так, по кровле I пачки нижнего мела размеры поднятия не превыша­ют 5 х 1,8 км, высота - 10 м.

Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с олигоценовыми, нижнемеловыми, верхне- и среднеюрскими от­ложениями. В олигоценовых отложениях открыты газовые залежи в VII₂, VII₁, VII₂,VIII, IX, X алевролитовых пластах майкопской серии; в нижнемеловых - залежи нефти в I, IX+X пачке и газо­конденсата с нефтяными оторочками в VIII_1-2 иVIII_3-4 пластах. Верхнеюрские отложения (ХIII₂, II пласты) оказались насыщен­ными газоконденсатом, а среднеюрские  (VI+VII пачки) -  нефтью.

Продуктивные горизонты майкопских отложений представ­лены мелкозернистыми кварцевыми песчаниками и алевролита­ми с прослоями глин. Мощность каждого песчаного пласта 6-11 м, среднее значе­ние открытой пористости - 15 %. Первый приток газа из майкоп­ских отложений получен в 1977 г. в скв. 95 из интервала 1767-1770 м, приток газа составил 94 тыс. м³/сут через 6,5 мм штуцер. Промышленные притоки газа были получены в скв. 96 из интер­вала 1717-1725 м, дебит газа через 8 мм штуцер составил 105 тыс. м³/сут и из интервала 1640-1648 м дебитом 74 тыс. м³/сут. Все газовые залежи майкопских отложений пластовые сводовые, начальные давления сверху вниз меняются от 17,2 до 18,7 МПа, температура - 78-91 ⁰С.

VIII пачка нижнего мела представляет систему пластов кварцевых песчаников и алевролитов (VIII₁, VIII₂, VIII₃, VIII₄), разделенных прослоями глин. Наиболее выдержанный непрони­цаемый глинистый прослой, мощностью 2-15 м залегает междуVIII₂ и VIII₃ пластами, что позволяет в VIII пачке выде­лить два самостоятельных гидродинамически изолированных пласта:VIII_1-2 и VIII_3-4. VIII₁ пропласток развит на большей части месторождения, его выклинивание отмечается в западной части северного крыла структуры (скв. 12, 47, 40, 27, 20), общая его мощ­ность меняется от 2 до 9 м.VIII₂ пропласток на большей части площади контактирует сVIII₁ пропластком. В западной и юго-восточной частях структуры он замещается непроницаемыми разностями пород, общая его мощность меняется от 2 до 7,5 м. Значение открытой пористостиVIII₁ пропластка - 18,6 %, VIII₂ -17,8 %, проницаемость колеблется от 0,05 до 2675 мД.

ЗалежиVIII_1-2  пластов выявлены в 1961 г., когда при опро­бовании в скв. 4 был получен приток нефти, газа и воды. Безвод­ные притоки нефти, газа и конденсата в последующем были ус­тановлены при испытании скв. 3, 8, 32, 43, 46, 50, 63, 64, 65, 76. Залежь VIII_1-2 пластов газоконденсатная с нефтяной оторочкой. Начальные дебиты достигали 150 м³/сут (скв. 18), газа 150 тыс. м³/сут (скв. 3), конденсата 68 т/сут (скв. 64). ГНК горизонталь­ной отметки -3155, а ВНК наклонный, высота оторочки на севе­ре структуры 10 м, а на юге - 20 м. Тип залежи пластовый сводовый с частичным литологическим экранированием, начальное пластовое давление 33,7 МПа. Режим залежи упруговодонапорный.

VIII₃ пропласток благоприятными коллекторскими свойства­ми обладает в восточной части площади, а на западе песчаники замещаются непроницаемыми глинисто-алевролитовыми разностями. Общая мощность VIII₃ пропластка меняется от 1,5 до 7 м. Глинистый раздел между VIII₃ и VIII₄ пропластками изменяется на площади от 0,6 до 6 м, а в скв. 13 оба пропластка сливаются, образуя единый природный резервуар.

VIII₄ пропласток распространен повсеместно, неблагоприят­ными коллекторскими свойствами он обладает в скв. 7, 27, 37, 44, 58, общая мощность его меняется от 2 до 10 м. Среднее зна­чение открытой пористости для VIII₃  15,4 %, а проницаемость - 78 мД.

Первый приток нефти изVIII_3-4  пласта был получен в 1963 г. в скв. 12. Притоки газа и конденсата также получены при испы­тании скважин 25, 42, 62. По соотношению нефтяного и газового объемов, залежь VIII_3-4 пласта газоконденсатная с нефтяной оторочкой. ГНК проводится на отметке 3167 м, а ВНК - на -3178 м. Начальное пластовое давление - 33,8 МПа, режим зале­жи упруговодонапорный.

IX пачка нижнего мела сложена чередованием кварцевых песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями гравелитов и глин. В кровле пачки выделяется прослой (2-11 м) песчаника 1Ха, отделенного на большей части площади глинистым разделом 2-5 м. Во многих же скважинах он сливается с основной пачкой, имея с ним гидродинамическую связь. Нижняя часть IX пачки сравнительно выдержана по площади, хотя мощность ее меняется от 6 до 26 м. В IX пачке выделяются два типа гранулярных кол­лекторов: среднепористые (15-21 %) и высокопористые (21-27 %). Среднее значение открытой пористости IХ_a, пропластка 15,8 %, а для IX пачки 19,8 %, проницаемость 109 мД. Залежи нефти в IX пачке установлены в 1961 г. Первоначальные дебиты скважин 100-200 м³/сут, газовый фактор 424 м³/м³.BHK проводится на отметке - 3187 м. Залежь пластовая сводовая с элементами литологического выклинивания. Начальное пластовое давление 33,9 МПа. Режим зале­жи упруговодонапорный.

Глинистый раздел между IX пачкой и Х пластом на месторож­дении имеет ограниченное распространение, мощность его не превышает 1,5-4 м. На южном склоне поднятия и его восточной части они сливаются, образуя единый эксплуатационный объект. Х пласт представлен карбонатными песчаниками и алевролитами с прослоями известняков общей мощностью 10-20 м. Лучшими коллекторскими свойствами обладают песчаники и алевролиты со средней открытой пористостью 16,3-11,2 %, достигающей в ряде образцов до 23 %. Проницаемость по данным гидродинами­ческих исследований - 125 мД.

Залежь нефти Х пласта выявлена в 1961 г. Безводный приток нефти получен в скв. 6, 13, 52, 53. Дебит нефти - 180 м³/сут (скв. 13), газовый фактор - 424 м³/м³, BHK на отметке -3191 м. Залежь пластовая сводовая, начальное пластовое давление 34 МПа, ре­жим упруговодонапорный.

XIII₂   пласт верхней юры сложен массивными кавернозными доломитами с редкими прослоями известняков и известняковых песчаников общей мощностью 8-17 м, открытая пористость пласта варьирует от 3 до 13 %. Промышленная газоносность пласта впервые установлена в скв. 6 (интервал 3262-3267 м), где получен приток газа 161 тыс. м³/сут с конденсатом 75 м³/сут. ЗалежьXIII₂ пласта массивного типа с подошвенной водой небольших размеров. Приурочена она только к наиболее приподнятой восточной части структуры. ГНК проводится на отметке 3252 м, высота залежи 8 м. Начальное пластовое давление - 34,7 МПа. Режим залежи упруговодонапорный.

Первая песчаниковая толща верхней юры, с которой связана газоконденсатная  залежь, сложена чередованием песчаников, алевролитов и глин общей мощностью 35-42 м. В этой толще выделяются сверху вниз пласты II₂,II₁, II, III, из которых II₁  и II  являются продуктивными. Все пласты характеризуются резкой литологической изменчивостью. Так, верхний II₂ пласт выклини­вается на северном крыле и в присводовой части структуры, замещаясь глинистыми алевролитами, мощность его меняется от 5 м до 0. II₂ пласт отделяется от нижезалегающего II₁ глинистым разделом 7-13 м. Благоприятный коллектор II₁ пласта представ­лен в юго-восточной части структуры, а в северо-западной он замещается глинами. Максимальная мощность его 8-9 м, уменьшается в северо-западном направлении, вплоть до полного выклинивания. Пористость описанных пластов варьирует от 6 до 17 %, проницаемость от 200 мД до 0.

Наиболее выдержанным по составу является нижний II пласт, отделяющийся от вышеописанного глинистого прослоя (2-4 м). Мощность пласта меняется от 7 до 16 м, для него характерно повсеместное площадное распространение. Он сложен сравнитель­но чистыми разностями песчаников с хорошими коллекторскими свойствами: пористость 16-17 %, проницаемость - 150-200 мД.

Промышленная газоносность связана с II₁ и II пластами. Притоки газа с конденсатом были получены в скв. 6, 39, 61, 66. В скв. 6 при испытании интервала 3329-3337 м (II пласт) полу­чен приток газа дебитом 83 тыс. м³/сут и конденсата 108 м³/сут, а из интервала 3317-3324 м (II₁ пласт) отмечен приток газа 100 тыс. м³/сут с конденсатом 75 м³/сут. В скв. 39 из интервала 3317-3327 (II₁ пласт) через 12 мм штуцер притоки газа с кон­денсатом составили 160 тыс. м³/сут и 175 м³/сут, соответственно. Залежи II пачки пластовые сводовые, ГВК проводится на отмет­ке 3323 м, высота залежи - 22 м, начальное пластовое давление -353 МПа, режим залежи упругий.

Залежь среднеюрских отложений приурочена ко второй пес­чаной толще (VI₁, VII и VIII пачки), образующей единый при­родный резервуар. В целом толща представлена чередованием кварцевых песчаников, алевролитов и глин, в разрезе преобла­дают песчаники. Каждая из пачек песчаников характеризуется неоднородностью  литологического состава. Общая мощность толщи достигает 50 м. Она трансгрессивно залегает на извест­няках анизийского яруса, аргиллитах демьяновской свиты или на известняках нефтекумской свиты. Мощности VI, VII и VIII пачек меняются в пределах 2-20 м, 2,5-16,5 м, 7-16 м, соответствен­но. Коллекторские свойства пород описываемой толщи изменчи­вы, среднее значение открытой пористости для VI, VII и VIII пачек, соответственно, равно 13, 14, 12 %, а проницаемость - 296 мД.

Открывательницей нефтяной залежи VI пачки средней юры явилась скв. 13, из которой (интервал 3479-3482 м) был получен приток нефти дебитом 126 м³/сут с газом. В последующем без­водный приток нефти с газом отмечен в многочисленных разве­дочных и эксплуатационных скважинах (23, 24, 37, 40, 44, 46, 47, 48, 72, 73), дебиты нефти при этом составляли 55-172 т/сут. Залежь пластовая сводовая, BHK проводится на отметке - 3470 м, высота залежи - 30 м. Начальное пластовое давление - 368 МПа, температура - 138°С, газовый фактор - 249  м³/м³. Ре­жим залежи упруговодонапорный.

Нефтекумская свита, сложенная мощной толщей карбонат­ных пород, испытывалась в ряде скважин (23, 90, 91), где отмечались притоки воды. Данные испытания этой свиты харак­теризуют их бесперспективность в пределах месторождения, что связано с отсутствием надежной покрышки между известняками и перекрывающими песчаниками средней юры.

Нефти нижнемеловых и среднеюрских отложений легкие, высокопарафинистые, малосернистые и малосмо­листые, с высоким выходом легких фракций, выкипающих до 350°С. Повышенной плотностью (0,860 г/см³) характеризуется нефть I пачки нижнего мела, для которой характерно также возрастание смол, но пониженное содержание парафина. По углеводородному составу все нефти относятся к метановому типу.

Существенных различий в составе попутных газов нижнеме­ловых и юрских отложений не отмечается, хотя и имеются неко­торые отличительные особенности. Для газов нижнемеловых отложений, по сравнению со среднеюрскими, характерна меньшая плотность, повышенное содержание метана, наиболее низкое содержание углекислоты. Для юрских отложений, контактирую­щих с переходным комплексом триаса, свойственно повышенное (в 2-3 раза) содержание гелия. Физико-химические свойства свободных газов в зависимости от возраста вмещающих отложений сущест­венно отличаются друг от друга. Наименьшей плотностью харак­теризуются газы майкопских отложений, где содержание метана достигает 97 %. Более высокой плотностью отличаются газы верхнеюрских и, особенно, нижнемеловых отложений, для кото­рых показательно минимальное содержание метана. Для всех газов свойственно весьма низкое содержание сероводорода.

Конденсаты в разновозрастных отложениях близки по плот­ности, некоторое повышение отмечается для ХIII₁ нижнего мела. Для конденсатов показательно повышенное содержание парафи­на, что особенно характерно для II пачки верхней юры (14,72 %). Отличительными особенностями конденсатовХIII₁ пласта ниж­него мела и ХIII₂ пласта верхней юры является некоторое повы­шенное содержание серы. В целом, для конденсатов показателен высокий процент выхода легких фракций.

Перспективы месторождения связаны с доразработкой откры­тых залежей нефти и газа и пластов юры, нижнего мела и пале­огена, слабоизученных в процессе разведки. В среднеюрских отложениях целесообразно качественно испытать IV пачку в условиях благоприятных коллекторов и в наилучших структурных условиях. В верхнеюрских отложениях представляют инте­рес отдельные выклинивающиеся пласты первой песчаниковой толщи (пачка III). Практически, неизученными (за исключением I пачки) остались песчано-алевролитовые пачки (II, III, IV, V, VI, VII) апт-альба, нефтегазоносность которых доказана на месторождениях Ставрополья и Калмыкии. Остались недоразведанными также XI, XII, XIII пласты, которые в благоприятных условиях при наличии коллекторов могут содержать скопления углеводородов. Доказанная нефтегазоносность верхнемеловых отложений на месторождениях Ставрополья и признаки нефти в скв. 20 на Русском Хуторе Центральном указываютна пер­спективность этого комплекса отложений. Наряду с оценкой нефтегазоносности верхнемеловых отложений, необходимо изу­чение фораминиферовой серии и хадумского горизонта, являю­щихся регионально нефтегазоносными.

В целях доразведки месторождения необходимо, наряду с обобщением и анализом большого геолого-геофизического мате­риала, проведение новейших методов детальных сейсморазведочных работ, позволяющих осуществить прямые поиски УВ.

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: Тавелское