Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Нерегулярная добыча
Год открытия: 1967
Источник информации: ПП_2024г.
Метод открытия:
Площадь: 4.9 км²
Граничное нефтяное месторождение
Месторождение расположено к юго-западу от г. Южно-Сухокумск. В 1962 г. здесь сейсморазведкой MOB было выявлено по отражающему сейсмическому горизонту 2K1-J поднятие размерами по замыкающейся изогипсе - 3820 м, 3х1,5 км, амплитудой 20 м. В 1966 г. на площади начато поисковое бурение скв. 1 и 2, которыми не подтвердился сейсмический структурный план. При испытании IX пачки в скв. 1 (интервал 3611-3615 м) и в скв. 2 (интервал 3584-3594 м) получены притоки воды с пленками нефти. Эти данные указывали на то, что скв. 1 и 2 попали в неблагоприятные структурные условия. В связи с этим в 1967 г. здесь были поставлены детальные сейсмические исследования, в результате которых в пределах площади было установлено пять небольших (от 2,75х1,6 км до 1,5х0,6 км) малоамплитудных (до 20) м куполов. В 1967 г. в сводах трех куполов
были заложены поисковые скв. 3, 4, 5, в каждой из которых были получены промышленные притоки нефти из IX пачки нижнего мела. Открывательницей месторождения в 1968 г. явилась скв. 3. Дальнейшая разведка месторождения осуществлялась в направлении оконтуривания открытых залежей в пределах каждого купола. Всего на Граничном месторождении пробурено 12 поисковых и разведочных скважин (1-10, 13, 16) общим объемом 45017 м. Из них скв. 1,2, 7, 9, 13 ликвидированы по геологическим причинам. В результате геологоразведочных работ были открыты две залежи нефти в IX1 и IX2 пластах нижнего мела, однако, в целом результаты геологоразведочных работ в пределах месторождения Граничное характеризуются низкой эффективностью, что объясняется неподтверждением первоначального структурного плана по данным сейсморазведки и небольшими запасами залежей.
Месторождение Граничное отличается несколько сокращенным стратиграфическим объемом мезозойских отложений вследствие выпадения из разреза почти всей юрской толщи и многокупольным строением. Большинство из пробуренных скважин под неокомскими или верхнеюрскими (XIII2 пласт) слоями вскрыли вулканогенно-осадочные образования верхнего триаса или породы фундамента. Верхнетриасовые отложения, сложенные туфами и туфо-песчаниками пестрой окраски, со стратиграфическим несогласием залегают на сланцах карбона и трансгрессивно перекрываются различными горизонтами верхней юры и нижнего мела.
Месторождение Граничное расположено в юго-западной части Прикумской системы поднятий, где наблюдается резкое сокращение мощности платформенного осадочного чехла и ограниченное площадное распространение триасового комплекса. Очевидно, на структурную дифференциацию нижнемеловых слоев существенно повлияли неровности рельефа подстилающих доюрских отложений. Структура нижнемеловых продуктивных горизонтов представлена системой малоамплитудных (6-17 м) куполовидных поднятий малого размера (1,3х0,9 2х1,3 км), овальной формы и различной ориентации (рис. 1).
Рис.1. Месторождение Граничное.
А- электрокаротажный разрез пролуктивной части нижнего мела; Б- структурная карта; В- профильный геологический разрез. 1-изогипсы кровли IX1 пласта нижнего мела; 2- контур нефтеносности; 3- изогипсы условного отражающего сейсмического горизонта; 4- песчаники; 5-алевролиты; 6- нефтяная залежь.
Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с IX пачкой нижнего мела, состоящей из двух пластов (IX1 и IX2), разделенных глинистым прослоем мощностью 2-8 м. IX1 пласт, являющийся основным продуктивным горизонтом в пределах I, III, IV куполов, представлен кварцевым песчаником, сравнительно выдержанным по составу и мощности (8-11 м). IX пласт отличается меньшей мощностью (2-4 м) и более резким изменением литологического состава пород от песчаников к алевролитам и глинам. Коллекторские свойства IX1 и IX2 пластов изменчивы, открытая пористость меняется от 13,4% до 16,3%, а проницаемость от 1,4 до 883 мД.
Первыми скважинами, давшими промышленные притоки нефти, являются 3, 4, 5. В скв. 3 при испытании IX1 пласта в интервале 3587-3596 м через 5 мм штуцер установлен приток нефти де-
битом 70 м3/сут, с водой до 30%. В пределах I купола продуктивной из IX1 пласта оказалась единственная скв. 3. Из IX2 пласта в скв. 1 получена вода дебитом 123 м3/сут, а в скв. 3 и 13 он не испытывался. Учитывая продуктивность IX2 пласта на II куполе (скв. 4), предполагается его нефтегазоносность и на 1 куполе.
В пределах II купола приток воды с нефтью изIX1 пласта получен в скв. (инт. 3576-3585 м), где через 7 мм штуцер приток жидкости составил 120 м3/сут, а том числе 30% нефти. Вскв. 2 и 9 получены притоки воды. Безводный приток нефти дебитом 57 т/сут через 4 мм штуцер получен изIX1 пласта в скв. 4 (интервал 3603-3606 м).
Нефтеносность III купола была доказана скв. 5 и 10. При испытанииIX1 пласта в скв. 5 (интервал 3576-3580 м) приток нефти составил 86 м3/сут через 5 мм штуцер, а в скв. 10 (интервал 3570-3574 м) - 123 м3/сут через 6 мм штуцер. IX2 пласт в пределах III купола не испытывался, по результатам промыслово-геофизических исследований, он рассматривается как продуктивный.
На IV куполе изIX1 пласта в скв. 6 (интервал 3574-3583 м) получен приток нефти 20 т/сут, а в скв. 8 (интервал 3577-3584 м) - нефть дебитом 93 м3/сут с водой 9%.
Месторождение Граничное, характеризующееся многокупольным строением, имеет ряд небольших по размерам пластовых сводовых залежей с высотами от 4 до 11 м. Многие скважины вступали в эксплуатацию с водой или обводнялись через несколько месяцев вследствие быстрого внедрения подошвенных вод. Режим залежей - упруговодонапорный, среднее начальное пластовое давление меняется в пределах 368-370 МПа, пластовая температура - 153°С, газовый фактор - 81-97 м3/м3.
НефтиIX1 и IX2 пластов нижнего мела легкие (0,8110 г/см3), малосернистые, высокопарафинистые, вязкость - 2,49 сП, температура застывания +18°С. Фракционный состав нефти: бензиновых фракций до 200°С-28,3%, бензиново-керосиновых до 300°С - 51,5%, парафина - 21,9%, силикагелевых смол - 3,17%, асфальтенов -1,07%, серы - 0,07%. Нефти относятся к метановому типу: содержание метановых углеводородов - 66,6%, нафтеновых - 22,1 %, ароматических - 11,3%.
Попутные углеводородные газы тяжелые, удельного веса 1,063 (по воздуху), в них содержатся (объемные %): метана - 42,41; этана - 18,3; пропана -15,05; изобутана - 2,38; нормального бу тана – 4,17; пентана и высших - 1,94; гелия - 0,0072. Для них характерно повышенное содержание сероводорода, достигающее в среднем 5,7 г/100 м3.
Воды продуктивных пластов нижнего мела высокоминерализованные, общая их минерализация 55,3 - 61,3 г/л, относятся к хлоркальциевому типу.
Сложное геологическое строение Граничного месторождения и низкая результативность сейсморазведочных работ потребовали бурения значительного количества скважин. И, несмотря на это, нельзя считать вполне изученным его геологическое строениеи нефтегазоносность. Перспективы месторождения следует связывать с изучением нефтегазоносности VIII и IX пачек в пределах II и V куполов после проведения сейсмических исследований MOBОГТ с задачами ПГР, а также нефтегазоносности IХ2 пласта в пределах I купола по аналогии со II куполом. Не испытывался IX2 пласт на III куполе, где, по результатам промыслово-геофизических исследований скв. 5 и 10, он оценивается как продуктивный. Определенный интерес эта площадь представляет для поисков залежей нефти и газа в выклинивающихся пластах средней юры, которые развиваются в непосредственной близости к северу и востоку от нее.
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: Новопавловское