Поиск залежей нефти и газа в надсолевых отложениях на площади Борпыл

         Анализ воды обоих  горизонтов не производили.

         Нижнеюрский водоносный горизонт приурочен к песчаным отложениям нижней юры.

         Мощность его  достигает 100 м.

         Сведения о нижнеюрском  водоносном горизонте получены косвенным путем при испытании IX юрского продуктивного горизонта.

          Этот горизонт  залегает непосредственно над  описываемом водоносным горизонтом  и вода, полученная при простреле  дыр против IX юрского горизонта относится по всей вероятности к нижнеюрскому водоносному горизонту.

         Горизонт водонапорный, статические уровни отмечаются на глубине 10 м, от устья скважин.

         Водообильность  горизонта не изучена. Отмечен приток воды в 14,3 м³/сут. только лишь в одной скважине №21.

         Анализ воды произведен по скважина №76 из интервалов 759-763, 776-779. Вода относится к 3 классу по Пальмеру, хлоркальциевого типа, бессульфатная, с общей минерализацией 201,7.

         В разрезе отложений  апта и неокома вскрыт ряд водоносных горизонтов, из них кое-какие данные имеются по так называемому "горизонту песков" и по контурным водам апт-неокомского нефтеносного горизонта.

         "Горизонт песков" по всей структуре представлен  как водоносный, исключение составляет  сводовая часть опущенной части  восточного крыла, где в скважинах  № 7 и 81 он нефтеносный.

      Горизонт  испытывали в скважине №28 на западном крыле, где получена

вода соленостью 2 Бе, дебитом 3,9 м³/сут, динамический уровень 179 м от устья скважины. Литологически горизонт представлен чередованием песчаников мелкозернистых крепких и песков мелкозернистых, а также глин пестроцветных, плотных песчанистых. Мощность его на восточном крыле колеблется в пределах 12-17 м.

         Контурные воды апт-неокомского  нефтеносного горизонта получены при  испытании скважин № 1, 81, 83, 59, 87.

         При испытании  скважин № 1, 81 и 83 совместно с нефтью получена вода с дебитом от 4,5 до 10 м³/сут. В скважинах № 57 и 59 получена только вода с дебитом соответственно 6,2 и 9,6 м³/сут.

         Статические уровни отмечены у устья скважины.

         Вода принадлежит  к 3 классу по Пальмеру, хлоркальциевого типа, соленость ее колеблется от 8 до 12 Бе.

         Альбский горизонт был вскрыт скважиной №26, расположенной  в грабене и опробован в  интервале 184-211 м. Дебит воды 11 м³/с, соленость 10 Бе.

         По данным исследования 26 проб месторождения Алтыколь (в том числе 22 по вновь пробуренным скважинам) пластовые воды юрских горизонтов характеризуются высокой минерализацией. Она колеблется в пределах от 238,266 до 260,329 г/л.

         Значение S1, т.е. хлориды и сульфаты щелочных металлов снижено и составляет 85,24 - 86,06% экв, тогда как в пластовых водах данного месторождения S1>90% экв.

         По классификации  воды месторождений относятся к  крепким рассолам, по типу хлор-кальциевый.

         Характеристика  Пальмера S1, S2, A2:

         По величине рН - кислые, слабокислые, сульфат - ион обнаружен в водах, в основном, в незначительном количестве. 

    1.7 Подсчет запасов 

  В практике геологопоисковых работ существует несколько методов подсчета запасов, отличающихся по своей физической сущности и применяемых в разных условиях. Основным является объемный метод подсчета запасов, являющийся универсальным и имеющий широкий диапазон применения [4]. Оценка объемов ожидаемых перспективных ресурсов углеводородов производился с учетом размеров подготовленной сейсморазведкой ловушки, коллекторских свойств возможно продуктивных пластов, физико-динамических, гидрогеологических особенностей разреза и физико-химической характеристики пластовых флюидов, принятых по аналогии с соседними месторождениями. Исходя из особенностей геологического строения структуры Борпыл продуктивные горизонты в ее разрезе можно ожидать по III и V отражающим горизонтам.

     Запасы нефти оцениваются по категории С₃ и подсчитаны объемным методом по формуле (1): 

                                     Q_изв. = F h m β ρ θ К_н,                                                              (1)  

где F - площадь нефтеносности, км²;

        h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

        m - коэффициент пористости;

        β - коэффициент нефтенасыщенности;

        ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³;

        θ - пересчетный коэффициент;

        К_н. - коэффициент извлечения нефти.

        Подсчетные параметры  взяты по аналогии с месторождением Комсомольский с его средними значениями подсчетных параметров. Извлекаемые  запасы нефти по категории С₃ составляют 5,5 млн.т. [1]

     Результаты подсчета запасов приведены в таблице 2.

 

 
 
 
 

    Таблица 2

            Перспективные запасы нефти по категории С₃ площади Борпыл 

 

 

      2 МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 

     Методика проведения поискового бурения на площади Борпыл основывается на общепринятых правилах ведения данных работ в условиях развития солянокупольной тектоники в Прикаспийской впадине.

     В соответствии с существующими инструкциями на проектные поисковые скважины возложена задача вскрытия в наиболее оптимальных структурно-геологических условиях на полную мощность разрез надсолевых отложений, подтверждения, выявления промышленных залежей нефти и газа в меловых, юрских и пермотриасовых отложениях. 

        2.1 Цели и задачи проектируемых поисковых работ  

     Основанием для проведения поисковых работ на площади Борпыл является наличие структурных условий, закартированных сейсморазведочными работами (с/п 4/92-93), совокупность благоприятных литологических и гидрогеологических условий в отложениях мела, юры и пермотриаса, а также наличие выявленных залежей нефти на близлежащих площадях.

     В соответствии со стадийностью планируемых работ перед поисковым бурением ставятся следующие задачи:

        - поиски промышленных  залежей нефти в меловых, юрских  и пермотриасовых отложениях,

        - изучение литолого-стратиграфических, фациальных, гидрогеологических и структурных особенностей,

        - изучение основных  физических параметров, коллекторских  свойств продуктивных горизонтов,

        - получение исходных  данных для оценки ресурсов  углеводородов,

        - подсчет запасов  углеводородов. 

        2.2 Система размещения скважин 

     Под системой размещения скважин понимается порядок размещения минимального количества разведочных скважин для получения соответствующих геологических данных, необходимых для подсчета запасов нефти и газа промышленных категорий и для подготовки залежи к разработке.

     Существует в основном три системы размещение разведочных скважин: треугольная, кольцевая и профильная.

     Выбор наиболее эффективной из этих системы является важным и ответственным моментом при промышленной разведке нефтянных и газовых залежей.

        1.   Треугольная  система

     Эта система, широко применявшаяся в прошлом, предустматривает заложение новой разведочной скважины в вершине равностороннего треугольника; два других угла состовляют скважины на длительный срок.

        2. Кольцевая система

     Разведку и оконтуривание залежей нефти, приуроченных к широким и пологим структурам, можно осуществлять и по кольцевой системе с последовательным размещением новых колец скважин по подению пластов.

      Однако эта система для месторождении со значительной литологической изменчивостью и широким колебанием мощности продуктивных горизонтов требует заложения сравнительно большого числа скважин и не всегда может обеспечить достоверность геологических построений.

     Кроме того, значительное число разведочных скважин может оказатся за контуром нефтеносности.

     3. Профильная система

     Профильная система размещения разведочных скважин,дающая возможность при минималном количестве скважин составить правильное представление о геологическом строении нефтянных и газовых залежей,является наиболее рациональной для всех типов залежей.

      В условиях значительной изменчивости литологического состава продуктивных горизонтов профильные разрезы, проведенные вкрест простирания пластов, дают наиболее правильную картину геологического строения зележей.

     Профильные разрезы облегчают по одноименным реперам детальную корреляцию нефтянных и газовых пластов, слегающих горизонт, достаточно четко выявляют угловые несогласия, зоны вклинивания и способствуют установления положения водонефтянного и газоводянного контактов.

     В звязи с тем, что распределение нефти и газа в залежи зависит от структурных особенностей, изменчивости литологического состава и неоднородности коллекторских своиств пород, достоверная оценка запасов в значительной степени обусловливается степенью знания геологических закономерностей, которые могут быть установленны минимальным количетвом скважин, размещенных по профильной системе.

     Для рационального размещения необходимого количества разведочных скважин надо определить расстояния между профилями и между скважинами в профилях.