Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча МУН
Год открытия: 1971
Источник информации: ПП_2021г. (без пласта J2)
Метод открытия:
Площадь: 7.58 км²
Тюбинское нефтегазоконденсатное месторождение
Месторождение расположено к юго-западу от г. Южно-Сухокумск. Одноименное поднятие, состоящее из двух куполов, было выявлено сейсморазведкой MOB в 1962 г. В 1969 г. с целью поисков залежей нефти и газа в нижнемеловых и юрских отложениях в своде северо-восточного купола была заложена скв. 2, а в 1970 г. в своде юго-западного - скв. 1. Скв. 1, вскрывшая IX2 пласт нижнего мела, была ликвидирована по техническим причинам, после чего буровые работы в пределах этого купола не возобновлялись. В скв. 2, являющейся открывательницей Тюбинского месторождения, при испытании IX3 пласта в 1970 г. был получен промышленный приток нефти. Всего на месторождении пробурено 13 поисковых и разведочных скважин общим объемом 52068 м. В результате геологоразведочных работ на северо-восточном куполе были разведаны две залежи: нефтяная в IX2 пласте нижнего мела и газоконденсатная в VI пачке средней юры. Для разработки месторождения были пробурены эксплуатационные скв. 14, 15, 16.
Разведочными скважинами изучен разрез от современных отложений до триасовых включительно. Максимально доюрские отложения вскрыты скв. 5, где в интервале 3826-4500 м пройдена толща эффузивных образований, представленных андезитовыми порфирами, андезитодацитами и трахиандезитами верхнего триаса. Скв. 2 в интервале 3866-4271 м наряду с эффузивами, вскрыла карбонатные породы, возраст которых условно относится к раннему триасу. Последние трансгрессивно перекрываются юрскими отложениями, характеризующимися неполным стратиграфическим объемом. Среднеюрские отложения в объеме выклинивающейся в южном направлении VI пачкой песчаников (25-30 м) несогласно перекрываются верхнеюрским XIII2 пластом. Нижнемеловые отложения представлены в полном стратиграфическом объеме, где выделяются все регионально нефтегазоносные пласты.
Тюбинская структура по IX3 продуктивному пласту представлена двухкупольным поднятием, вытянутым в субмеридиональном направлении. Размеры южного купола по замыкающейся изогипсе - 3675 м 2х1,1 км, амплитуда - 14 м, а северного - 2х0,9 км при высоте 5 м. С глубиной размеры и амплитуда поднятия несколько возрастают. Так, по кровле VI пачки средней юры размеры ее достигают 2,5х2 км, а высота 20 м.
Рис.1. Месторождение Тюбинское.
А-электрокаротажный разрез пролуктивной части нижнемеловых и юрских отложений; Б- структурная карта по кровле IX3 пласта нижнего мела; В- структурная карта по кровле VI1 пласта средней юры; Г- профильный геологический разрез. 1-песчаники; 2- алевролиты; 3- известняки; 4- доломиты; 5- эффузивные породы триаса; 6- залежь нефти; 7- залежь газоконденсата; 8- контур нефтеносности; 9- зона выклинивания песчаников; 10- газоводяной контакт.
Как указывалось выше, промышленная нефтегазоносность Тюбинского месторождения связана с песчано-алевролитовым IX3 пластом нижнего мела и VI песчаной пачкой средней юры.
IX3 пласт характеризуется литологической неоднородностью. Наиболее чистые разности песчаников развиты в южной части структуры (скв. 2, 4, 5, 13), где мощность их достигает 8-10 м,а в северной они замещаются глинистыми разностями, вследствие чего теряются их коллекторские свойства (скв. 12). Среднее значение открытой пористости IX3 пласта 15,5%, проницаемость - 78 мД. Первый промышленный приток нефти из IX3 пласта дебитом 190 м3/сут был получен в скв. 2 при испытании интервала 3704-3711 м. В последующем притоки нефти были получены в скв. 13 и 16. Залежь IХз пласта - пластовая сводовая, ограниченная в северо-восточной части купола зоной выклинивания коллектора. ВНК проводится на отметке 3675 м, высота залежи - 14 м. Начальное пластовое давление - 39,0 МПа, температура - 152°С. Режим залежи упруговодонапорный, газовый фактор - 30 м3/м3.
Нефть IX3 пласта легкая, удельного веса 0,8017 г/см3, вязкость при 20 °С - 5,25 сП, температура застывания - 6°С, выход легких фракций: до 200 0С - 34%, до 300 °С - 61 %, до 350 °С - 74%. Воды IX пласта высокоминерализованные (57,13 г/л) хлоркальциевого типа. VI пачка средней юры в пределах Тюбинского месторождения является базальным горизонтом платформенного осадочного чехла, сложена грубозернистыми кварцевыми песчаниками мощностью 28 м, к югу она сокращается вплоть до полного выклинивания в скв. 2, 4, 5, 13. Средневзвешенное значение пористости ее по промыслово-геофизическим данным - 13%, проницаемость - 98 мД.
Открывательницей газоконденсатной залежи VI пачки средней юры является скв. 3, где при испытании интервала 3877-3880 м через 8 мм штуцер получен приток газа дебитом 145 тыс. м3/сут и конденсата 85 м3/сут. Пачка испытывалась в скв. 6, 7, 9, 11, где были получены притоки газа и конденсата дебитом 112-140 тыс. м3/сут и 101-111 м3/сут, соответственно.
Залежь VI пачки, разделенной глинистым прослоем на VI1 и VI2 пласты, относится к структурно-литологическому типу, она контролируется зоной регионального выклинивания среднеюрских отложений и наличием куполовидного поднятия. ГВК проводится на отметке - 3865 м, соответственно, высота залежи - 8 м. Начальное пластовое давление - 41,2 МПа, температура - 158°С. В процессе эксплуатации отмечено резкое снижение пластового давления и отсутствие поступления воды, что характеризует газовый режим залежи.
Состав газа VI пачки (объемные %): метана - 69,8; этана - 13,02; пропана - 4,7; бутана - 1,9; пентана + высшие - 0,35; углекислого газа - 6,73; азота + редкие газы - 4,13. Конденсаты характеризуются следующими свойствами: плотность - 0,770 г/см3, вязкость при 50°С - 1,25 сП, в них содержится (весовой %): смол силикагелевых - 0,51; асфальтенов - 0,12-0,13; парафинов - 15. Выход фракций (объемный %): до 200°С - 50, до 300 °С - 75, до 350 °С - 85. Содержание углеводородов (весовые%): метановых - 61, ароматических - 21, нафтеновых -18.
Перспективы месторождения связываются с доразработкой залежей, а также доразведкой неизученных и слабоизученных пластов.
В некоторых скважинах оценка нефтегазоносности отдельных пластов дана не полно. Так, в скв. 5 при испытании ХI2 пласте - в интервале 3705-3710 м (отметки - 3668-3673 м) получен приток воды, который никак не увязывается с получением чистой нефти в соседней скв. 2 на отметках - 3668-3675 м. В процессе разведки в скв. 2 не был испытан ХI1 пласт, в скв. 3 при опробовании этого пласта в испытателе получен глинистый раствор с нефтью, а в скв. 8 - вода с пленкой нефти. Качественного испытания пласта не проводилось. На северном куполе, несмотря на бурение трех скважин, IX пачка не испытана. По данным геофизических заключений, в скв. 9 ХI1 и ХI3 пласты оцениваются как возможно продуктивные.
Решенным однозначно остался вопрос о продуктивности VI пачки средней юры в скв. 8. При опробовании ее пластоиспытателем в интервале 3875-3892 м приток не был получен. Эта пачка в скв. 8 мощностью 4 м вскрыта гипсометрически на 2 м ниже, чем в скв. 3 и на 6 м выше, чем в скв. 6, где получены безводные притоки газа с конденсатом.
Недостаточно изучены здесь регионально-нефтегазоносные пласты XIII2, XIII1 и другие, которые вовсе не опробовались или же в них не было получено притоков, это не позволяет решить однозначно вопрос о характере их насыщения. Остается неясным строение юго-западного купола.
Учитывая, что Тюбинская площадь расположена в зоне регионального выклинивания среднеюрских отложений, она и прилегающие участки заслуживают внимания для поисков литологически экранированных залежей.
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: Восточно-Ильское (Ильское Восточное)