Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия:
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 16.76 км²
Тернаирское нефтяное месторождение
Тернаирское месторождение расположено к северо-западу от г. Махачкалы. В орографическом отношении оно находится в пределах Прикаспийской низменности, полого воздымающейся в сторону Нараттюбинского хребта. Моноклинальное строение площади и отсутствие естественных нефтегазопроявлений продолжительное время мало привлекало геологов. Детальные геоло-госъемочные работы осуществлялись преимущественно на смежной Махачкалинской площади и Нараттюбинской моноклинали с хорошей обнаженностью среднемиоценовых отложений. В 1944 г. на Тернаирской площади была осуществлена сейсморазведка MOB, установившая моноклинальное погружение миоценовых отложений на северо-восток, в связи с чем работы здесь были прекращены.
Однако изучение среднемиоценовых отложений на прилегающей части Нараттюбинского хребта Г.И. Исаевым и В.И. Зеленским в 1947 г. показало литологическую изменчивость песчано-алевролитовых пластов, что позволило им предположить наличие в пределах исследованной моноклинали залежей литологически экранированного типа. Открытие подобных залежей на северо-западном погружении Махачкалинской структуры стимулировало их поиски и на Тернаирской площади. В 1948 г. по предложению А.Б. Быдтаева на описываемой площади было заложено несколько поисковых скважин, а в 1949 г. в скв. 145 из чокракского горизонта получен приток нефти дебитом 50 т/сут. Последующим бурением было установлено, что залежь приурочена к выклинивающемуся пласту песчаника свиты «в», имеющему заливообразный характер залегания на фоне моноклинали (рис. 26). До 1953 г. на Тернаирской площади на миоценовые отложения было пробурено 27 разведочных (48748 м) и 26 эксплуатационных (44015 м) скважин, из которых 26 дали промышленные притоки нефти. Средняя глубина скважин 1750 м. Разработка Тернаирского месторождения была завершена в 1968 г.
В 1971 г. на Тернаирской площади вновь возобновились геологоразведочные работы с целью поисков нефти и газа в верхнемеловых отложениях. На первом этапе был заложен профиль из трех скважин 41, 42, 43 для изучения соотношения структурных планов миоценовых слоев с верхнемеловыми отложениями и оценки их нефтегазоносности. В результате бурения удалось установить, что при общем региональном погружении миоценового комплекса к северу верхнемеловые отложения воздымаются в этом же направлении (рис. 1). В результате бурения были получены отрицательные показатели.
Рис.1. Месторождение Тернаир. Профильный геологический разрез и карта локальной силы тяжести.
1-реперный горизонтв кровле миатлинской свиты; 2- литологически экранированная залежь чокракского горизонтав плане; 3- изоаномалии; 4- линия выклинивания нефтенасыщенного песчаника
В связи с данными гравиметрических исследований, предполагающих смещение свода структуры на северо-запад, были заложены скв. 44 и 45. Скв. 44, расположенная в 3,5 км к северо-западу от скв. 43, была остановлена бурением на глубине 2906 м при вскрытии кровли майкопской серии гипсометрически ниже, чем предыдущие скважины. Скв. 45, пробуренная севернее скв. 43, позволила установить антиклинальный перегиб по кровле верхнемеловых отложений. Отсутствие промышленных притоков нефти и газа послужило основанием к прекращению геологоразведочных работ. Всего на верхнемеловые отложения было пробурено 5 скважин общим объемом 19588 м.
Как и на смежном месторождении Махачкала-Тарки, стратиграфический разрез Тернаирского месторождения представлен сарматским ярусом, конско-караганским (350 м) и чокракским (1060 м) горизонтами, майкопской серией (1260-1850 м), фораминиферовой (80-145м) сериями и верхним отделом меловой системы. Нижезалегающие отложения скважинами не вскрыты. Существенных изменений в мощностях и литофациальном составе не наблюдается. Однако майкопская серия Тернаирской площади, в отличие от смежного Махачкала-Таркинского месторождения, характеризуется большими значениями мощностей и градиентами их изменения. Так, максимальное ее значение (1850 м) отмечается в скв. 42 на южном окончании профиля в пределах синклинального прогиба. Севернее происходит закономерное сокращение мощности до 1260 м в скв. 45. В этом же направлении происходит сокращение мощности и фораминиферовой серии от 154 м в скв. 41 до 83 м в скв. 45. Полная мощность верхнемеловых отложений вскрыта скв. 43, где ее значение - 470 м.
В тектоническом отношении Тернаирская площадь относится к внешнему обрамлению Талгинского выступа. По миоценовым отложениям - это фрагмент погруженной части Нараттюбинской моноклинали, образующей террасовидную задержку с углами падения миоценовых слоев 10-15°. Строение мезозойских отложений остается здесь неизученным. Бурением скважин 41, 42, 43, 45 было доказано существование под миоценовой моноклиналью антиклинального перегиба по кровле верх немеловых известняков, амплитуда которого достигает 215 м. Неизученным остается характер сочленения Тернаирской структуры с Махачкалинской антиклиналью, а также строение меловых отложений к западу от пробуренного профиля скважин 41, 42, 43, 45, поскольку скв. 44 не была доведена до проектной глубины. Результаты интерпретации детальных гравиметрических исследований указывают на существование локальной аномалии силы тяжести к западу от пробуренного профиля, что явилось основанием для предположения о существовании здесь погребенной мезозойской структуры. Сейсморазведка MOBОГТ указывает на осложнение северного крыла Тернаирской структуры разрывом надвигового типа.
Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с единственной литологически экранированной залежью в верхней части свиты «в» чокракского горизонта (рис. 27). Нефтеносный пласт меняется по мощности от 33 м до 0, сложен он одним или несколькими пластами кварцевых песчаников, разделенных прослоями глин. Эффективная мощность песчаников меняется от 4 до 19 м. Залежь имеет неправильную трапециевидную форму. На севере она оконтуривается ВНК, со средней отметкой -1660 м, а с других сторон - контуром выклинивания песчаников.
Продуктивный пласт характеризуется резкой литологической изменчивостью в пределах контура его нефтеносности и обладает непостоянством коллекторских свойств: пористость его меняется от 11,3 до 24%, а проницаемость - от первых единиц до 1620 мД. Размеры залежи в среднем 2,4х0,75 км, высота 130 м, режим водонапорный с ограниченным водным балансом, вследствие чего пластовое давление заметно снижалось в сравнительно короткие сроки разработки. Начальное пластовое давление равно 15,0 МПа.Газовый фактор изменялся от 30 до 100 м3/т, составляя в среднем по пласту 60 м3/т.
Открывательницей месторождения, как указывалось выше, явилась скв. 145, вступившая в эксплуатацию со среднесуточным дебитом 50 т/сут. Из числа пробуренных разведочных скважин промышленные притоки были получены в 5 скважинах, а из числа эксплуатационных - в 21 скважине. Вследствие неоднородных коллекторских свойств пласта скважины вступали в эксплуатацию с различными дебитами от 0,5 до 60 т/сут. Залежь свиты «в» полностью выработана.
Нефть продуктивного пласта свиты «в» легкая (удельный вес 0,8417-0,8503 г/см3), парафинистая (11,6%), малосернистая (0,11-0,24%). Выход легких фракций до 300°С составляет 38,86-43,3%; содержание смол - 3,89-4,92%; вязкость - 1,95-2,23 сП.
Пластовые воды продуктивного горизонта средней минерализации, гидрокарбонатно-натриевого типа, хлоридной группы.
В процессе бурения в майкопских отложениях отмечались нефтегазопроявления, однако, они не испытывались. Нефтегазопроявления связаны с прослоями и пачками песчано-алевролитовых пород, обычно характеризующихся высокими давлениями, но низкими значениями пористости и проницаемости. Скв. 43 в кровельной части миатлинской свиты (интервал 3323-3373 м) вскрыла алевролитовую пачку эффективной мощностью до 25 м, на 44 м гипсометрически выше, чем в скв. 41. Далее на север, образуя пологий антиклинальный перегиб, эта пачка погружается в сторону скв. 45. В скв. 41 производилось опробование пластоиспытателем верхнемеловых отложений в интервале 4094-4219 м, в результате которого приток не был получен. В скв. 43 в процессе бурения испытывался интервал 3847-3980 м, частично объединяющий фораминиферовую серию и верхний мел, при этом был получен приток слабоминерализованной воды с газом. В этой скважине осуществлялись термометрические исследования, интерпретацией которых было сделано заключение о газонасыщенности интервала 3717-3830 м, соответствующего фораминиферовой серии.
В связи с резко выраженным несоответствием структурных планов миоценовых и мезозойских отложений, отсутствием данных сейсморазведки (которая не может проводиться в связи с застройкой), глубоким бурением, на этой площади приходилось практически решать структурные задачи, что, несомненно, отрицательно сказалось на эффективности проведенных работ. Вышеизложенные результаты не отрицают перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений, структура которых остается неизученной.
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: Махачкала-Тарки