Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение: Море
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2023
Источник информации: ПП_2023г.
Метод открытия: Сейсмика
Площадь: 60.33 км²
Месторождение им. Р.У. Маганова
Морское месторождение им. Р.У. Маганова находится в российском секторе средней части акватории Каспийского моря в 104 км от г. Махачкалы.
Ближайшие нефте- и газоконденсатные месторождения: Хазри, «170 км», Хвалынское, им. Ю.С. Кувыкина, им. Ю. Корчагина, им. В. Филановского, им. В.И. Грайфера и Центральное.
В тектоническом плане месторождение приурочено к Титонской структуре на северо-востоке Восточно-Сулакского вала в пределах ЗападноКаспийской моноклинали в составе Прикумско-Центрально-Каспийской системы прогибов и поднятий Скифско-Туранской плиты.
Изучение геологического строения акватории Каспия геофизическими методами начато в 30-е годы, когда были выполнены первые гравиметрические наблюдения.
В 1950-е годы проводятся сейсмические исследования КМПВ, мелкомасштабная аэромагнитная съемка, систематическая грунтово-батиметрическая съемка дна, гравиметрическая маятниковая съемка с морских судов. В 1950-1980 годы проведены комплексные региональные геофизические наблюдения различными модификациями сейсморазведки (ГСЗ, КМПВ, МОВ ЦЛ), гравиметрии, магнитометрии и электроразведки. В результате были получены общие сведения о тектонике, строении осадочного чехла, общих перспективах нефтегазоносности.
В 1980-1990-х годах трестом “Каспнефтегеофизика” была осуществлена региональная, поисковая, а на многих локальных структурах - детальная съёмка МОГТ с 24-48- кратным перекрытием акватории Южного, Среднего и, в меньшей степени, Северного Каспия. Были закартированы наиболее контрастные отражающие горизонты.
С ноября 1995 г. в Северном и Среднем Каспии широкомасштабные 3 сейсмические исследования начало проводить ОАО “ЛУКОЙЛ” силами подрядной организации ООО “ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед”. По результатам этих работ было уточнено геологическое и тектоническое строение данного района, выявлен и подтвержден ряд перспективных объектов.
В 2001 и 2011 годах выполнены обобщения сейсморазведочных работ в пределах Северного и Среднего Каспия с привлечением геологоразведочных данных по обрамляющей суше. В результате интерпретации данных сейсморазведки в пределах Северного и Среднего Каспия СК «ПетроАльянс» были подготовлены и сданы паспорта по восемнадцати структурам, в т.ч. и Титонской.
Титонская структура выявлена и подготовлена под глубокое поисковое бурение в 2005 году по данным морской сейсморазведки МОГТ 2Д, полученным ООО «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» за период с 1996 по 2005 гг
В течение 2017-2018 гг. в пределах Центрально-Каспийского УН на структурах Хазри и Титонская проведены сейсморазведочные работы МОГТ 3D в объеме 900 км2 (с/п № 52 ПАО «ГЕОТЕК Сейсморазведка»).
В период с 2020 по 2022 гг. на Титонской структуре были пробурены и испытаны две поисково-оценочные скважины: № 1-Титонская (проектный горизонт-титонский ярус верхней юры, проектная глубина 3980 м) и № 2-Титонская (проектный горизонт-байосский ярус средней юры, проектная глубина 4500 м).
По состоянию на 01.01.2023 г. в Государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации по Центрально-Каспийскому УН (структура Титонская) числятся ресурсы категории D0 (извлекаемые): газа – 118117 млн. м 3 , конденсата –10476 тыс. т м 3 ; нефти - 35443 тыс. т.
Поисково-оценочная скважина № 1-Титонская фактической глубиной 3980 м (а.о. -3948,7 м) пробурена в северо-восточной части структуры Титонская, со вскрытием кимериджских отложений. В процессе бурения скважины отобран шлам и керн, проведен полный комплекс ГИС, выполнены испытания в открытом стволе и в колонне. При испытании пластов в открытом стволе методом ОПК и в эксплуатационной колонне отобраны пробы УВ.
Поисково-оценочная скважина № 2-Титонская фактической глубиной 3890 м (а.о. -3857,5 м) пробурена в сводовой части Титонской структуры. Основной ствол скважины после отбора шлама и керна ликвидирован ввиду осложнений при бурении, во втором стволе выполнен комплекс ГИС, проведены испытания объектов в открытом стволе и в колонне. При испытании пластов в открытом стволе методом ОПК и в эксплуатационной колонне отобраны пробы УВ.
По результатам бурения и испытания скважин № 1-Титонская и № 2-Титонская установлена промышленная нефтегазоносность в отложениях K1al альбские, K1a аптские, K1br барремские, K1g готеривские (пласты I, II), J3tt титонские (пласты I, II), J3tt-J3km титонские (пласт III) и кимериджские, и открыто нефтегазоконденсатное месторождение им. Р.У. Маганова.
Месторождение названо в честь одного из основателей Компании, Председателя Совета директоров компании «ЛУКОЙЛ» Рави́ля Ульфáтовича Магáнова, внесшего неоценимый вклад в развитие нефтегазовой отрасли Российской Федерации.
По величине начальных извлекаемых запасов углеводородов месторождение относится к крупным, по сложности геологического строения – к сложным.
Альбский ярус (K1al альбские)
В отложениях альбского яруса установлена одна газоконденсатная залежь. Залежь пластовая сводовая, подстилаемая водой, осложнена тектоническими нарушениями, размерами 12,2х3,9 км, высотой 112 м. Породы охарактеризованы преимущественно шламом, керном представлена лишь небольшая их часть в скважине № 1-Титонская. Альбские отложения представлены, в основном, алевролитами микро-крупнозернистыми, мелкопесчанистыми, мезомиктовыми, кварцевыми.
Газоносность подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне скважины № 1-Титонская, результатами опробования на кабеле методом ГДК/ОПК (MDT) и данными ГИС скважин № 1-Титонская и № 2-Титонская.
При опробовании пласта в открытом стволе методом ГДК-ОПК (MDT) в скважине № 1-Титонская на глубине 3283,4 м (а.о. -3252,3 м) и в скважине № 2-Титонская на глубине 3278,0 м (а.о. -3245,8 м) отобраны пробы газа и жидких УВ, обе пробы загрязнены фильтратом бурового раствора на углеводородной основе (РУО); на глубинах 3286,7м (а.о. -3255,6 м) и 3285,9м (а.о. -3253,6 м) отобраны пробы пластовой воды.
В результате испытания в эксплуатационной колонне в скважине № 1-Титонская из интервала перфорации 3250-3278 м (а.о. -3218,9-3246,9 м) получен приток газа дебитом 865,7 тыс. м 3 /сут, конденсата – 42,1 м3 /сут, воды – 5 м3 /сут на 23,81 мм штуцере.
По данным ГИС в скважине № 1-Титонская выделен газонасыщенный 8 коллектор толщиной 30,9 м, в скважине № 2-Титонская – 82,9 м.
Уровень газоводяного контакта (далее – ГВК) принят условно на а.о. -3252 м на середине расстояния между подошвой газонасыщенного коллектора в скважине № 1-Титонская и подошвой газоводонасыщенного коллектора в скважине № 2-Титонская, с учетом данных испытания.
Физико-химические свойства свободного газа и конденсата приняты по данным лабораторных исследований рекомбинированной пробы, полученной на основе поверхностных проб конденсата и газа, отобранных при испытании в колонне из скважины № 1-Титонская.
Запасы залежи оценены по категориям С1 и С2.
Аптский ярус (K1a аптские)
В отложениях аптского яруса установлена одна газоконденсатная залежь.
Залежь пластовая сводовая, осложнена тектоническими нарушениями, размерами 9,7х4,1 км, высотой 113 м.
Газоносность подтверждена результатами опробования на кабеле методом ГДК/ОПК (MDT) и данными ГИС скважин № 1-Титонская и № 2-Титонская.
При опробовании пласта в открытом стволе методом ГДК-ОПК (MDT) в скважине № 1-Титонская на глубине 3503,5 м (а.о. -3472,3 м) и в скважине № 2-Титонская на глубине 3452,6 м (а.о. -3420,2 м) при помощи прижимного зонда отобраны пробы газа и жидких УВ. Отобранные пробы в разной степени загрязнены фильтратом бурового раствора.
По данным ГИС в скважине № 1-Титонская выделен газонасыщенный коллектор толщиной 1,5 м, в скважине № 2-Титонская – 4,9 м.
Уровень ГВК принят условно на а.о. -3473 м по подошве газонасыщенного пропластка в скважине № 1-Титонская.
Физико-химические свойства свободного газа и конденсата приняты по данным лабораторных исследований глубинной пробы, отобранной из скважины № 2-Титонская при опробовании пласта методом ОПК.
Запасы залежи оценены по категориям С1 и С2.
Барремский ярус (K1br барремские)
В отложениях барремского яруса установлена одна газоконденсатная залежь.
Залежь пластовая сводовая, осложнена тектоническими нарушениями, размерами 10,3х4,6 км, высотой 130 м.
Породы барремского яруса по описанию керна в скважине № 2-Титонская представлены песчаниками светло-серыми со слабым зеленоватым оттенком, 9 мелкозернистыми, неравномерно алевритовыми, среднеотсортированными, различной степени окатанности, преимущественно кварцевого состава.
Газоносность подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне, результатами опробования на кабеле методом ГДК/ОПК (MDT) и данными ГИС скважин № 1-Титонская и № 2-Титонская. При опробовании пласта в открытом стволе методом ГДК-ОПК (MDT) в скважине № 1-Титонская на глубине 3620,3 м (а.о. -3589,1 м) и в скважине № 2-Титонская на глубине 3523,9 м (а.о. -3491,4 м) при помощи модуля двойного пакера отобраны две пробы, содержащие газ (90%) и жидкие УВ с примесью ФБР.
В результате испытания в эксплуатационной колонне в скважине №1- Титонская из интервала перфорации 3607-3627 м (а.о. -3575,8-3595,8 м) получен приток газа дебитом 750,5 тыс. м 3 /сут, конденсата – 138,2 м3 /сут, воды – 5,0 м3 /сут на штуцере 23,81 мм.
В результате совместного испытания с готеривским ярусом в эксплуатационной колонне в скважине № 2-Титонская из интервала перфорации 3548-3569 м (а.о. -3515,5-3536,5 м) и 3518,6-3538,5 м (а.о. -3486,1-3506,0 м) получен приток газа дебитом 860 тыс. м 3 /сут, конденсата – 146,5 м3 /сут на штуцере 23,81 мм.
По данным ГИС в скважине № 1-Титонская выделен газонасыщенный коллектор толщиной 12,0 м, в скважине № 2-Титонская – 15,7 м. Уровень ГВК принят условно на а.о. -3590 м по нижнему газонасыщенному пропластку в скважине № 1-Титонская.
Физико-химические свойства свободного газа и конденсата приняты по данным лабораторных исследований рекомбинированных проб из скважин № 1-Титонская и № 2-Титонская (на основе поверхностных проб, отобранных при испытании в колонне).
Запасы залежи оценены по категориям С1 и С2.
Пласт I готеривского яруса (K1g готеривские, пласт I)
В отложениях готеривского яруса в пласте I установлена одна газоконденсатная залежь. Залежь пластовая сводовая, осложнена тектоническими нарушениями, размерами 8,6х3,7 км, высотой 100 м. По описанию керна породы представлены известняками светло-серыми и серыми.
Газоносность подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне, результатами опробования на кабеле методом ГДК/ОПК (MDT) и данными ГИС скважины № 2-Титонская.
При опробовании пласта в открытом стволе методом ГДК-ОПК (MDT) в скважине № 2-Титонская на глубине 3555,4 м (а.о. -3522,9 м) при помощи модуля двойного пакера отобрана проба газа и жидких УВ с примесью ФБР. В результате совместного испытания с отложениями барремского яруса в эксплуатационной колонне в скважине № 2-Титонская из интервала перфорации 3548-3569 м (а.о. -3515,5-3536,5 м) и 3518,6-3538,5 м (а.о. -3486,1-3506,0 м) получен приток газа дебитом 860 тыс. м 3 /сут, конденсата – 146,5 м3 /сут на штуцере 23,81 мм.
По данным ГИС в скважине № 2-Титонская выделен газонасыщенный коллектор толщиной 3,8 м. Уровень ГВК принят условно а.о. -3590 м единым с вышезалегающей залежью барремского яруса K1br, так как градиент пластовых давлений по K1br и K1g, замеренный в скважине № 2-Титонская, указывает на их гидродинамическую связь.
Физико-химические свойства свободного газа и конденсата приняты по данным лабораторных исследований рекомбинированных проб из скважин № 1-Титонская и № 2-Титонская (на основе поверхностных проб, отобранных при испытании в колонне).
Запасы залежи оценены по категориям С1 и С2.
Пласт II готеривского яруса (K1g готеривские, пласт II)
В отложениях готеривского яруса в пласте II установлена одна нефтегазоконденсатная залежь. Залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная, с газовой шапкой (далее – ГШ). Размеры залежи 10,1х5,9 км, высота ГШ – 38 м, нефтяной оторочки – 132 м. Зона отсутствия коллекторов, ограничивающая залежь с юга и юго-востока, выделена по данным бурения скважины № 1-Титонская с привлечением атрибутного анализа материалов сейсморазведочных работ 3D.
Нефтегазоносность пласта подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне, результатами опробования на кабеле методом ГДК/ОПК (MDT) и данными ГИС скважины № 2-Титонская.
При опробовании пласта в открытом стволе методом ГДК-ОПК (MDT) в скважине № 2-Титонская на глубине 3617,4 м (а.о. -3584,9 м) при помощи модуля прижимного зонда отобрана проба газа и жидких УВ.
В результате испытания в эксплуатационной колонне в скважине № 2-Титонская из интервала перфорации 3613,5-3639,9 м (а.о. -3581,0- -3606,5 м) получен приток газа дебитом 578,95 тыс. м 3 /сут, конденсата – 114,2 м3 /сут, нефти – 276,4 м3 /сут на штуцере 20,64 мм.
По данным ГИС в скважине № 2-Титонская выделен газонасыщенный коллектор толщиной 6,1 м, нефтенасыщенный коллектор толщиной 6,5 м. Скважина № 1-Титонская вскрыла зону отсутствия коллекторов.
Уровень газонефтяного контакта (далее – ГНК) принят условно на а.о. -3588 м по пересечению расчетных линий давлений по ГДК в скважине № 2-Титонская.
Уровень водонефтяного контакта (далее – ВНК) принят условно на а.о. -3720 м по последней замкнутой изогипсе. Физико-химические свойства свободного газа и конденсата приняты по данным лабораторных исследований рекомбинированной пробы из скважины № 2-Титонская (на основе поверхностных проб газа сепарации и газонасыщенной нефтеконденсатной смеси, отобранных при испытании в колонне).
Физико-химические свойства нефти приняты по результатам дифференциального разгазирования жидкой фазы рекомбинированной пробы из скважины № 2-Титонская. Запасы газа ГШ оценены по категории С1.
Запасы нефти залежи оценены по категориям С1 и С2.
Пласт I титонского яруса (J3tt титонские, пласт I)
В отложениях титонского яруса в пласте I установлена одна газоконденсатная залежь. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная, размерами 14,5х6,0 км, высотой 180 м.
По описанию керна породы титонского яруса представлены известняками серовато-коричневыми скрытокристаллическими с детрито-шламовой структурой, доломитами коричневато-серыми, скрытокристаллическими, известковистыми, известняками доломитизированными.
Газоносность подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне скважины № 1-Титонская, результатами опробования на кабеле методом ГДК/ОПК (MDT) скважины № 2-Титонская и по данным ГИС скважин.
При опробовании пласта в открытом стволе методом ГДК-ОПК (MDT) в скважине № 2-Титонская на глубине 3676,2 м (а.о. -3643,7 м) при помощи модуля прижимного зонда отобрана проба газа и жидких УВ (не более 15%).
В результате испытания в эксплуатационной колонне в скважине № 1-Титонская из интервала перфорации 3751,0-3772,0 м (а.о. -3719,8- -3740,8 м) после СКО получен приток газа дебитом 748,0 тыс.м3 /сут, конденсата – 213,6 м3 /сут, воды – 8,8 м3 /сут на штуцере 23,81 мм.
По данным ГИС в скважине № 1-Титонская выделен газонасыщенный коллектор толщиной 18,2 м, в скважине № 2-Титонская – 19,4 м.
Уровень ГВК принят условно на а.о. -3780 м по последней замкнутой изогипсе. Физико-химические свойства свободного газа и конденсата приняты по данным лабораторных исследований рекомбинированной пробы на основе устьевых проб газа сепарации и конденсата, отобранных из скважины № 1-Титонская при испытании в колонне.
Запасы залежи оценены по категориям С1 и С2.
Пласта II титонского яруса (J3tt титонские, пласт II)
В отложениях титонского яруса в пласте II установлена одна нефтегазоконденсатная залежь. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная, размерами 10,4х5,1 км с ГШ. Высота нефтяной оторочки – 19 м, размеры ГШ 9,4х4,4км, высота – 130 м.
Газоносность подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне, результатами опробования на кабеле методом ГДК/ОПК (MDT) скважины № 2-Титонская.
Нефтеносность подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне, результатами опробования на кабеле методом ГДК/ОПК (MDT) скважины № 1-Титонская.
При опробовании пласта в открытом стволе методом ГДК-ОПК (MDT) в скважине № 2-Титонская на глубине 3734,3 м (а.о. -3701,8 м) отобрана проба газа и жидких УВ (23 %, в т.ч. РУО). В результате испытания в эксплуатационной колонне из интервала перфорации 3704-3735,2 м (а.о. -3671,5-3702,7 м) получен приток газа дебитом 640,3 тыс. м 3 /сут, конденсата – 270,7 м3 /сут, воды – 5,1 м3 /сут на штуцере диаметром 23,81 мм. Нефтяная оторочка вскрыта скважиной № 1-Титонская.
При опробовании пласта в открытом стволе методом ГДК-ОПК (MDT) в скважине № 1-Титонская на глубинах 3804,0 (а.о. -3772,8 м) и 3818,6 (а.о. - 3787,4 м) отобраны две пробы нефти с примесью ФБР, на глубине 3821,3 м (а.о. -3790,1 м) отобрана проба воды (90% с РУО).
В результате испытания скважины в эксплуатационной колонне из интервала перфорации 3801-3817,0 м (а.о. -3769,8-3785,8 м), после СКО, получен приток нефти дебитом 566,6 м3 /сут, газа - 110,6 тыс.м3 /сут на штуцере диаметром 19,05 мм.
По данным ГИС в скважине № 1-Титонская выделен нефтенасыщенный коллектор толщиной 18,3 м, в скважине № 2-Титонская газонасыщенный коллектор толщиной – 24,5 м.
Уровень ГНК принят условно на а.о. -3770 м по кровле нефтенасыщенного коллектора в скважине № 2-Титонская.
Уровень ВНК принят на а.о. -3789 м по данным ГИС скважины № 1-Титонская с учетом данных испытаний.
Физико-химические свойства свободного газа и конденсата приняты по данным лабораторных исследований рекомбинированной пробы на основе устьевых проб газа сепарации и конденсата, отобранных из скважины № 2-Титонская при испытании в колонне.
Физико-химические свойства нефти приняты по результатам дифференциального разгазирования глубинной пробы из скважины № 1-Титонская, отобранной при испытании в колонне.
Запасы газа ГШ оценены по категории С1 и С2.
Пласт III титонского и кимериджского ярусов (J3tt-J3km, титонские пласт III + кимериджские)
В пласте III титонского яруса и в отложениях кимериджского яруса установлена одна газоконденсатная залежь.
Залежь пласта III титонского яруса и залежь кимериджского яруса гидродинамически связаны, что подтверждается общим градиентом давлений, и объединены в единый подсчетный объект.
Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная, размерами 9,4х4,2 км, высотой 118 м. По описанию керна кимериджские отложения представлены доломитами и известняками. Доломиты преимущественно серые и светло-серые, реже темносерые, неравномерно известковистые, скрытокристаллические с реликтовой шламово-пелитоморфной структурой, неясной субгоризонтальной слоистостью.
Известняки коричневато-светло-серые с детритово-пелитоморфной структурой, неяснослойчатые.
Газоносность подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне, результатами опробования на кабеле методом ГДК/ОПК (MDT) и данными ГИС скважины № 2-Титонская. При опробовании пласта в открытом стволе методом ГДК-ОПК (MDT) на глубинах 3761,2 м (а.о. -3728,7 м) и 3786,9 м (а.о. -3754,4 м) отобраны пробы газа и жидких УВ (в т.ч. РУО, содержание жидкие УВ до 38%).
В результате испытания в эксплуатационной колонне из интервала перфорации 3755,0-3832,0 м (а.о. -3722,5-3799,5 м) после СКО получен приток газа – 654,7 тыс.м3 /сут, конденсата дебитом 549,6 м3 /сут, воды – 0,5 м 3 /сут на штуцере диаметром 23,81 мм.
По данным ГИС в скважине № 2-Титонская выделен газонасыщенный коллектор толщиной 53,8 м. По данным ГИС в скважине № 1-Титонская выделен водонасыщенный коллектор толщиной 45,7 м.
При опробовании пласта в открытом стволе методом ГДК-ОПК (MDT) с глубины 3858,2 м (а.о. -3826,9 м) отобрана проба пластовой воды.
Уровень ГВК принят условно на а.о. -3818 м по пересечению расчетных линий пластового давления по ГДК в скважинах № 1-Титонская и № 2- Титонская.
Физико-химические свойства свободного газа и конденсата приняты по данным лабораторных исследований рекомбинированной пробы на основе устьевых проб газа сепарации и конденсата, отобранных из скважины № 2-Титонская при испытании в колонне.
Запасы залежи оценены по категориям С1 и С2.
По состоянию на 01.01.2023 г. в Государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации по Центрально-Каспийскому УН (структура Титонская) числятся ресурсы категории D0 (извлекаемые): газа – 118117 млн. м 3 , конденсата –10476 тыс. т м 3 ; нефти - 35443 тыс. т.
По величине начальных извлекаемых запасов углеводородов месторождение относится к крупным, по сложности геологического строения – к сложным.
Категории запасов по всем подсчетным объектам выделены в соответствии с действующими нормативными документами. Шаг сетки скважин по газоконденсатным залежам в отложениях K1al альбские, K1a аптские, K1br барремские, K1g готеривские (пласт I), J3tt титонские (пласт I), J3tt-J3km титонские (пласт III) и кимериджские принят равным 1000 м, по нефтегазоконденсатным залежам K1g готеривские (пласт II) и J3tt титонские (пласт II) по газовой части принят равным 1000 м, по нефтяной части 500 м.
Источник: Заключение государственной экспертизы № 01-23 оп от 30.01.2023 на оперативный подсчет запасов углеводородного сырья (нефти, газа, конденсата) по залежам в отложениях K1al альбские, K1a аптские, K1br барремские, K1g готеривские (пласт I), K1g готеривские (пласт II), J3tt титонские (пласт I), J3tt титонские (пласт II), J3tt-J3km титонские (пласт III) и кимериджские месторождения им. Р.У. Маганова, расположенного в пределах шельфа Каспийского моря.
Следующее Месторождение: sv