Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Нерегулярная добыча
Год открытия: 1979
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 0.76 км²
Месторождение расположено к югу от месторождения Русский Хутор. Одноименная структура, подготовленная сейсморазведкой MOB ОГТ в 1976 г., представляет вытянутое в северо-западном направлении куполовидное поднятие, размеры которого по замыкающейся изогипсе -3500 м составляют 1,6х0,7 км при высоте 10 м. В 1,5 км к востоку от этого купола был выявлен приподнятый участок округлой формы размером до 1 км в диаметре.
Поисковое бурение здесь было начато в 1978 г. скв. 1 с расчетом вскрытия нефтекумской свиты. В процессе бурения скв. 1 при опробовании пластоиспытателем в ряде пластов нижнего мела (ХIII1) и юры (ХIII2, II, VI) были отмечены притоки нефти и газа, вследствие чего бурение скважины было остановлено в отложениях средней юры на глубине 3528 м. При испытании в колонне VI1 пласта в апреле 1979 г. был получен приток нефти. Для оконтуривания открытой и поисков новых залежей в юго-восточной части купола заложена скв. 2, где также была получена нефть. В 1983 г. была пробурена скв. 3 в центральной части приподнятого участка. Всего в пределах месторождения пробурены три поисковые скважины общим объемом 10884 м.
Рис.1 Месторождение Катранное.
А- геолого-геофизический разрез; Б- структурная карта по условному отражающему горизонту «А»; В- профильный геологический разрез. 1- песчаники; 2- аргиллиты; 3- известняки песчанистые; 4- известняки; 5- алевролиты; 6- известняки глинистые; 7- нефтяная залежь.
В строении месторождения принимает участие толща мезозойско-кайнозойских отложений. Наиболее древняя из них (нефтекумская свита) вскрыта скв. 2 на 230 м. Нефтекумская свита сложена известняками с прослоями глин, перекрывающихся пачкой аргиллитов демьяновской свиты мощностью 22 м. Выше залегают глинистые известняки реперной пачки анизийского яруса (12 м), на размытой поверхности которых несогласно залегают песчаники и аргиллиты средней юры мощностью 42 м.
Катранное месторождение бурением изучено недостаточно и может быть охарактеризовано в основном по результатам сейсморазведки. По данным скв. 1 и 2, кровля VI пласта средней юры вскрыта на отметках 3464 и 3470 м, соответственно,что характеризует весьма незначительную амплитуду поднятия. В скв. 3, пробуренной на восточном участке площади, кровля этого пласта вскрыта на отметке 3469 м. От Русскохуторского поднятия структура отделяется неглубоким прогибом. Возможно, что на поверхности доюрских отложений это одно поднятие.
Как указывалось выше, промышленные притоки нефти получены в VI пласте средней юры, представленном кварцевыми песчаниками, мощностью 4 м и открытой пористостью-13 %, проницаемостью - 296 мД. При испытании VI пласта в скв. I (интервал 3485-3489 м) через 6 мм штуцер установлен приток нефти дебитом 115 м3/сут и газа 5.2 тыс. м3/сут. Аналогичный приток нефти (110 м3/сут) получен в скв. 2 из интервала 3491-3496 м. В скв. 3, расположенной на обособленном участке при испытании интервала 3478-3491 м отмечен приток воды с пленкой нефти. Залежь пластовая сводовая, ВНК условно проводится на отметке 3479 м. Начальное пластовое давление - 36,8 МПа, температура -138°С. Режим залежи водонапорный, газовый фактор - 249 м3/м3.
Нефть VI пласта удельного веса 0,828 г/см3, выход легких фракций, выкипающих до 300°С, достигает 58 %, содержание серы не превышает 0,05 %, высокопарафинистая - 26,6 %, асфальтенов - 0,38 %, силикагелевых смол - 3,05 %. Углеводородный состав нефти (метановые - 72,6, нафтеновые - 13,3, ароматические - 14,1 %) свидетельствует о принадлежности ее к метановым нефтям. Попутный газ удельного веса (по воздуху) 0,904, в его составе выделяются фракции (объемный %): метана - 59,71; этана - 13,84; пропана - 8,15; изобутана - 2,03; нормального бутана - 2,5; пентана+высших - 2.31; сероводорода - 0,128; азота - 3,64; углекислого газа - 7,82. Пластовая вода продуктивного горизонта высокоминерализованная (38,35 г/л).
Катранное месторождение, характеризующееся малыми размерами структуры, изучено недостаточно. При опробовании пластоиспытателем скв. I, притоки газа были отмечены в VIII1 пласте нижнего мела из интервала 3306-3312 м, во II пласте верхней юры из интервала 3380-3384, а также в скв. 2 при опробовании VIII1 пласта в интервале 3306-3315 м. Нефтегазоносность нефтекумской свиты по результатам опробования пластоиспытателем скв. 2 (интервал 3548-3567 м и 3571-3596 м) оценивается отрицательно. Однако при наличии достаточных условий сохранности здесь следует ожидать, по аналогии с месторождением Восход, скопления нефти в карбонатных породах нефтекумской свиты.
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: Южно-Хадырьяхинское