Геологические характеристики месторождения Карагачи - Дипломная работа

Эти отложения вскрыты скважинами № 4;8;10;13;14;16;17:Почти во всех скважинах они представлены известняками мелкокристаллическими, крепкими, плотными, серой и светло-серой окраски, трещиноватыми, с раковисто-запористым изломом. Из 7 скважин вскрывших палеозой, в 6 из них ложатся бухарские слои, а в скважине № 10 размытую поверхность фундамента перекрывают осадки Сузакских слоев, максимальные значения которых (20-30м) приурочены к наиболее приподнятым частям складки. Поэтому характеристика литологических особенностей приводится методом сравнения разреза, описанного в Куруксае, с данными промыслово-геофизических исследований, полученными по скважинам, пробуренным на этом участке. Породы этого возраста закрыты 13 скважинами (№ 4,5,7,8,9,10,12,13,14,16,17,23,25), однако керн поднят всего с одной скважины в одном интервале. Опробование горизонта произведено в 14 скважинах 26 объектами из которых 14 получили нефть (скважины №№ 4, 5, 7, 12, 13, 20, 21, 22, 23, 24 и 25), в двух объектах - нефть с водой (скважина №4), в 5 объектах - пластовую воду (скважины №№ 8, 10 и 16) и в 5 объектах - приток не был получен (скважины №№ 16, 17 и 25).

Перед нефтяниками страны поставлены задачи, связанные с улучшением использования природных ресурсов, с ускорением ввода в эксплуатацию новых месторождений нефти и газа.

В этом не маловажную роль играет подсчет запасов углеводородов выявленных и разведочных месторождений.

Целью настоящей работы является: «Текущее состояние разработки IV пласта месторождения «Карагачи» и рекомендации по улучшению показателей разработки»

Запасы нефти по подсчетам, числящиеся на балансе ВГФ, составляют по категории С1, балансовые - 2500 тыс.т, извлекаемые - 1008 тыс. т. и по категориии С2 - балансовые - 1885 тыс.т., извлекаемые - 503 тыс.т. на 1 января 1980 г.

Анализ материалов глубокого бурения, опробования, пробной эксплуатации скважин, результаты промыслово-геофизических исследований и геологических построений показал, что запасы, подсчитанные операторским путем, завышены изза недостаточности представления о геологическом строении месторождения, вследствие чего были завышены параметры площади и эффективной мощности продуктивного горизонта.

1. Геологическое строение месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении и истории геологической изученности

В административном отношении, месторождение «Карагачи» расположено на территории Кыргызской республики, Баткенской области, Ляйлякского района в Юго-Западной части Ферганской впадины.

Близлежащими населенными пунктами являются города Ленинабад и Сулюкта, поселок Аучи-Калачи, станция Пролетарск и Карагачи, а также асфальтированная магистраль, соединяющая Пролетарск с города Сулюкта.

Все перечисленные пункты удалены от месторождения на расстояния от 3 до 50 км.

В геоморфологическом отношении район представляет собой предгорную часть Туркестанского хребта, сложенную толщей неогеновых конгломератов и лишь вдоль Северного склона хребта Майдан - Тау, сложенного палеозоем, обнажаются породы палеогенового возраста.

Абсолютные отметки в районе работ достигают 900 - 1200 м. Весь район пересекается рядом со слоями меридионального направления, самыми крупными из которых являются Ходжа - Бакирган, Куткук - Сай, Тамчы - Сай, Караган - Сай, Исфара - Сай.

Геолого-геофизическая изученность района работ

Изучение геологического строения Ферганской депрессии начато, примерно со второй половины 20-го века. Первые научные представления о геологии Ферганы связаны с именем И.В. Мушкетова, который в 1888 г опубликовал 1 том работы под названием «Туркестан» где дал геологическое и геофизическое описание региона во время своего путешествия с 1874 по 1880 г.

С 1909 года Геолкомом была начата планомерная геологическая съемка Ферганской долины в десятиверстном масштабе с участием крупных геологов того времени В.М. Ребера, И.В. Мушкетова, К.П Калицкого и др.

В 1914 году район выходов нефти на дневную поверхность на Ташреватской антиклинали был описан К.П Калицким. В 1926 году А.П. Марковский проводил геологическую съемку масштаба 1: 42000 в северо-западных предгорьях Туркестанского хребта.

В 1949 году по проекту Ф.П. Корсакова было начато бурение на Карагачской структуре. На площади было пробурено 3 глубоких скважин № 2, 1, 3: с глубинами 1890, 2141, 2021 м, из них скважины № 2, 1, вскрыли неогеновые и палеогеновые отложения. В результате испытания была получена пластовая вода с пленками нефти и растворенным газом.

В настоящее время на Карагачинской площади пробурено 22 структурных, структурно-поисковых, поисково-разведочных, и эксплуатационных скважин, данные по которым позволяют детальное строение описываемой складки.

1.2 Стратиграфия, тектоника, нефтегазонасыщенность, гидрогеологическая характеристика месторождения

Район Карагачинского месторождения на поверхности слагается дислоцированными отложениями позднего плиоцена (бактрийская серия) раннего антропогена (сахская свита).

Из 22 пробуренных здесь к настоящему времени 7 прошли полный комплекс осадочного чехла и вскрыли фундамент, остальные в зависимости от целевого назначения и других условий были остановлены в различных горизонтах палеогена и неогена. По результатам бурения и промыслово-геофизических исследований мезозойские отложения здесь не установлены и во вскрытых разрезах на палеозой ложатся различные горизонты палеогена. Это согласуется с общей историей тектонического и палеогеографического развития Ферганской депрессии, согласно которой в первые стадии альпийской эпохи складчатости в области западной глубоко погруженной части и Каратау-Гузанской антиклинальной зоны произошел полный размыв всей толщи мезозойских отложений.

Расчленение палеогеновых и неогеновых отложений проводится согласно схеме О.С.Вялова, четвертичных - Н.П.Васильковским, возраст палеозойских пород уточнен Х.У. Узаковым

Учитывая, что биостратиграфическое обоснование выделяемых стратиграфических подразделений имеется в существующих схемах, в настоящем оно не проводится.

Палеозойская группа. (Pz)

Эти отложения вскрыты скважинами № 4;8;10;13;14;16;17:Почти во всех скважинах они представлены известняками мелкокристаллическими, крепкими, плотными, серой и светло-серой окраски, трещиноватыми, с раковисто-запористым изломом. По трещинам развиты прожилки кальцитом местами ожелезнения. В скважине № 5 керн представляет брекчию из описанных известняков с размером обломков 0,5-0,3 см не более светлом глинисто известняковом цементе.

Максимальная вскрытая мощность 182 м. По мнению Х.У.Узакова известняки имеют средне-верхнепалеозойский (Д-С1) возраст. Наличие брекчированных пород предполагает деформацию палеозойских пород в альпийскую эпоху складчатости.

Кайнозойская группа (Kz)

Палеогеновая система (Р)

Палеоцен (Рі)

Бухарские слои (Р1bsh)

Из 7 скважин вскрывших палеозой, в 6 из них ложатся бухарские слои, а в скважине № 10 размытую поверхность фундамента перекрывают осадки Сузакских слоев, максимальные значения которых (20-30м) приурочены к наиболее приподнятым частям складки. Это предполагает существующее в раннем палеогене на место современного поднятия погружения.

Керн из этого интервала отложений не отбирался. Поэтому характеристика литологических особенностей приводится методом сравнения разреза, описанного в Куруксае, с данными промыслово-геофизических исследований, полученными по скважинам, пробуренным на этом участке.

На абразивную поверхность палеозоя ложатся пески и мелкозернистые, кварцевые и слюдистые, в основном белые, но вследствие различной степени расположения слюд приобретающие в верхах и низах разреза желтовато-коричневые, розоватые и красноватые тона, подчеркивающие текстурные особенности породы. Особенно видна вторичная окраска, в нижних и верхних слоях, где она подчеркивает размывной характер контакта с палеозоем и сузакскими слоями кайнозойской группы. Песчаники и косослойчатые, содержат прослои гравия и алевролитов, указывающие на близость береговой линии. В этот бассейн, по-видимому, здесь впадала река, отложившая дельтовые тонкозернистые осадки, преобразовавшие в плотные непроницаемые породы, встречающиеся в нижних бухарских слоях в западной части района. Толщина осадков изменяется от 0 (скв № 10) до 30 м (скв№17).

Эоцен (Р2)

Нижней эоценовый ярус (Р2)

Сузакские слои (Р2SZK)

Разрез слагается преимущественно тонкими терригенными и хемогенными осадками, накапливавшимися вдали от береговой линии. Это глины палево-серые, светло-зеленые, плотные, пластичные, иногда хрупкие. Мергели палево-бурые, трещиноватые. Гипсы прозрачные, кристаллические. Глины распространены, преимущественно, в верхней и нижней части разреза, мергели и гипсы в средней, однако мелкие прослои тех и других пород присутствуют повсеместно, а гипс развит так же и по трещинам.

Песчаные породы встречаются довольно редко и в основном в виде маломощных прослоев. Колебания мощности от 6 до 14 м, отражающую определенную закономерность, связаны, по-видимому, с неровностями поверхности постпалеоценового, складчатого рельефа.

Средний эоценовый ярус (Р22)

Алайские слои (Р2al)

Породы этого возраста закрыты 13 скважинами (№ 4,5,7,8,9,10,12,13,14,16,17,23,25), однако керн поднят всего с одной скважины в одном интервале. Поэтому характеристика их получена тем же способом, что и для бухарских слоев. В изученных разрезах алайские слои залегают на сузакских без видимого согласия. В основании их обычно развиты глины плотные, известковые с тонкими прослоями гипса и ангидрита.

Верхний эоценовый ярус (Р23)

Туркестанские слои (Р23trk)

При изучении этих отложений, вскрытых 17 скважинами, удалось некоторым образом уточнить строение разреза по единичным образцам керна, поднятого из этих интервалов. Этот анализ показал, что разрез слагается песчаными, алевритовыми, глинистыми, карбонатными и изредка органогенно-обломочными породами, различные комбинации, сочетания которых позволяют, как и во многих районах Ферганы, выделить здесь три пачки.

Нижняя часть слагается преимущественно, глинами, но местами встречаются интервалы линзовидного переслаивания их с известняками, песчаниками и алевролитами.

В средней части происходит огрубение разреза - возрастает количество известняков, а количество глин и мергелей - уменьшается. Эта часть разреза выделяется как IV горизонт.

Верхний разрез пачкой, по строению близкой к нижней, но здесь встречены прослойки ракушников темно-зеленых, глинистых и песчанистых, с нефтью в ракушниках.

Глины, слагающие разрез, от светло - до темно-зеленых, часто алевритовые и песчанистые, известковистые, плотные, иногда с остатками фауны и гнездами пирита.

Алевролиты глинистые и песчанистые серовато-зеленые, бурые, слабо известковые, различной крепости, иногда с фауной.

Песчаники от мелко - до разнозернистых, зеленовато-серые, зеленовато-бурые, иногда бледно-розовые, палимиктовые, на карбонатном цементе, рыхлые, встречается фауна.

Известняки песчанистые, серые, крепкие, иногда с мелкой галькой и фауной. Мощность слоев колеблется от 30 до 45 м, также, по-видимому, отражает строение дна бассейна и эпейрографических характер колебательных движений в период накопления.

Верхнеэоценовый и нижнеолигоценовый нерасчлененные яруса (Р23-Р31)

Риштанские, исфаринские и ханабадские слои (Р23rsh is P31ch)

Поскольку к этому стратиграфическому интервалу приурочен продуктивный горизонт он более, чем другие, охарактеризован керновым материалам, который вместе с промыслово-геофизическими исследованиями позволил представить строение этой части разреза.

Проведенный анализ показал, что разрез можно разделить на две пачки, прослеживаемые обычно на территории Ферганы.

Нижняя часть слагается песчаниками с прослоями алевролитов. Ранее эта секция разреза относилась к IV горизонту. Однако появление в средней части пачки глин и главное, различная нефтенасыщенность выдвинуло необходимость разделения горизонта IVA и IV4б горизонты. На площади Карагачи нефтяная залежь приурочена к нижнему - 4б горизонту, мощность которого изменяется от 4 до 9 м.

Выше соотношения песчанистых и глинистых пород резко меняется в пользу последних. Здесь среди глин песчаники и алевролиты встречаются в виде единичных прослоев и преимущественно в линзовидном переслаивании с основной породой. Глины от светло до темно-зеленых, встречаются и черные разности, в зоне окисления приобретающие пятнистость, буровато-красных и темно-коричневых тонов. Породы слоистые и трещиноватые, иногда с фауной и гнездами пирита. Алевролиты таких же тонов, что и глины песчанистые, местами нефтенасыщенные. Песчаники преимущественно тонко и мелкозернистые, но встречаются и разнозернистые, окрашены в более белые тона, чем алевролиты и глины. В зависимости от характера и степени цементации и глинизации они бывают от рыхлых до крепких, местами пропитаны нефтью. Гравелиты полимиктовые, серые, плотные. Мощность этих отложений колеблется от 6 до 24 м., что обусловлено, в основном, размывом в предсумсарскую фазу складчатости.

Средний олигоцен (Р32)

Сумсарские слои (Р32sms)

Эти отложения отличаются от нижележащих, в первую очередь своей малиновой окраской и залегают на зеленых породах подстилающего палеогена с размывом в плоть до IVБ горизонта. Керновый материал по этим слоям очень скудный, однако, литологические особенности сумсарких слоев таковы, что они довольно четко фиксируются при проходке и впоследствии и в промыслово-геофизическими исследованиями. Это преимущественно глины малинового цвета, иногда с зелеными пятнами, и трещиноватые. Встречаются прослои и пласты алевролитов и песчаников мелко-зернистых, беловато-серых, зеленовато-коричневых, местами образующее, довольно мощные пачки. Мощность сумсарских слоев колеблется от 30 до 106 м, что связано, по-видимому, как с характером поверхности размыва подстилающих отложений, так и с их размывом в предмассагетскую фазу складчатости. Суммарная мощность палеогеновых отложений колеблется от 110 до 180 м.

Неогеновая система (N)

Миоценовый ярус (N1)

Массагетская серия (N1msg)

Эти отложения также вскрыты только скважинами. По данным бурения и промыслово-геофизическим исследованиям удалось выделить, как и по всей Фергане, кирпично-красную и бледно-розовую свиты.

Кирпично-красная свита (N1msg1)

Эти отложения залегают с размывом на сумсарских слоях. Породы отличаются своей кирпично-красной, красновато-коричневой и серовато-коричневой окраской и типично континентальным характером отложений. Разрез слагается песчаными и алевролитовыми породами с резкими прослоями глин, гравелитов и конгломератов. Общая мощность свиты 143 - 316 м.

Бледно-розовая свита (N1msg2)

Эти отложения отличаются от нижележащих, более тусклой и розовато-бурой, коричневато-бурой и бурой окраской, а также большой глинистостью. В общих чертах разрез представлен, чередованием песчаников, алевролитов, глин, реже гравелитами. Мощность свиты колеблется от 728 м до 930 м. суммарная мощность миоценовых пород составляет 890 - 1218 м.

Плиоценовый ярус (N2)

Бактрийская серия (N2bct2)

В толще бактрийских отложений удается отметить закономерность изменения строения по разрезу и площади.

Нижняя часть слагается линзовидно-переслаивающимися песчаниками, разнозернистыми, алевролитами и глинами бурой, желтовато-бурой и палевой окраски. Мощность отложений 600-800 м.

В верхней части чередуются конгломераты, гравелиты, песчаники и алевролиты, изредка встречаются глины. Породы окрашены в те же цвета, что и ниже лежащие, но тона здесь более блеклые. Мощность этой части от 400 до 900 м. суммарная мощность плиоцена 1174-1600 м. общая суммарность неогена составляет 2300-2700 м.

Четвертичная система (Q)

Древнечетвертичные отложения (Q1)

Сохская свита (Q1sh)

На некоторых участках с размывом на верхнюю часть Бактрия ложатся слабоцементированные гравелиты, галечники, конгломераты и песчаники серого и бурого цвета, мощностью до 250 м. согласно существующим представлениям они считаются древнечетвертичными.

Четвертичные отложения не расчлененные (Q)

К этим отложениям отнесены элювиальные, делювиальные и плювиальные отложения, развитые по руслам современных саев и оврагов. Мощность их достигает 65 м.

Тектоника

Карагачинское месторождение в тектоническом отношении приурочено к западной окраине Каратау - Гузанской антиклинальной зоны, которая расположена, в пределах западной части Южной ступени.

Каратау - Гузанская антиклинальная зона представляет собой крупную положительную складку с пологим северным и крутым Южным крылом, которое на большом протяжении осложнено разрывным нарушением. В пределах зоны с запада на восток выделяются следующие антиклинальные складки: Карагачинская, Ташраватская, Айзарская и др.

На поверхности, Карагачинская площадь сложена четвертичными отложениями; (верхнее-бактрийскими и сохскими).

Описываемая складка была выявлена М.Е. Воскобайниковым. в 1946 г. который проводил на площади геологическую съемку масштаба 1:50000 и предложил ее под глубокое бурение.

Для уточнения глубинного строения данного района в 1974 г. А.Ф.Безукладниковой были проведены сейсморазведочные работы. Согласно полученным данным, по опорному, отражающему, отождествленному с кровлей палеозойских отложений, Карагачинская складка, имеет субширотное простирание, размеры, которой по изогипсе - 2000 м. составляют: длинна 2,2 км, ширина 1,75 м, и высота 100 м.

Результаты структурного, поискового, разведочного и эксплуатационного бурения, а также промыслово-геофизические наблюдения и данные опробования, скважин позволили уточнить строение Карагачинской складки.

Отложения неогена и палеогена вскрыты на площади большинством скважин, а так как структурный план с глубиной практически не меняется, то описание складки дается по кровле IVБ продуктивного горизонта Ханабадских слоев палеогеновых отложений. Из 22 пробуренных глубоких скважин кровлю продуктивного пласта вскрыло 17. По полученным данным и структурным построениям Карагачинская складка представляет собой многопольную (три) антиклиналь субширатного пространства асимметричного строения, с пологим северным (от 3 до 8) и более крутым южным(7-80) крылами. Западная периклиналь складки, полагая 4-60 и вытянутая, восточная более крутая, с углами падения пород 11-120.

Карагачинская складка разделена на востоке от прилегающей к ней Тамчинской антиклинали, узким 200 метровым неглубоким прослоем.

Общие размеры Карагачинской складки по изогипсе, минус -1770 м. IVБ горизонта составляют: длинна -4,5 км, ширина изменяется от 0,7 до 1,8 км, и высота 80 м.

2. Краткая геолого-геофизическая характеристика продуктивного горизонта и обоснование типа коллектора

Изучаемый горизонт литологически представлен песчано-глинистыми породами. Керновым материалам горизонт освещен слабо, проницаемые образцы представлены песчаниками мелкозернистыми, алевритисто-глинистыми. Глинистость в них по данным гранулометрического анализа, составляет 8-18 %. Непроницаемые и слабопроницаемые разности представлены глинами и глинистыми алевролитами.

Мощность горизонта изменяется от 4 до 9 м, по данным промысловой геофизики, в большинстве скважин горизонт опробован в скважинах. В скважинах № 8 и10 получена пластовая вода. Исходя из имеющейся информации, можно считать, что коллекторами являются глинистые песчаники, процент глинистости в которых не превышает некоторой пороговой величины - примерно 20%.

Дальнейшее увеличение глинистости, по-видимому, ведет к значительному ухудшению коллекторских свойств пласта, либо к их полному исчезновению. Этим можно объяснить значительное сокращение мощности проницаемых материалов в ряде скважин: (4,5,9,13,14,17,25). По промыслово-геофизическим данным мощность коллектора изменяется от 0,4 -0,6 до 5-6 метров. Максимальная мощность отмечена в скважинах № (8,21,22,23).

На каротажных диаграммах проницаемые интервалы отмечаются отрицательными амплитудами ПС порядка 10-30 MV. Маломощные проницаемые прослои на диаграммах ПС почти не фиксируются, пониженными показаниями гаммаактивности. Диаметр скважин против проницаемых интервалов близок к номинальному, в отдельных случаях отмечается небольшой размыв стенок скважин. Сопротивление нефтенасыщенных пластов по данным электрических измерений составляет от нескольких единиц до 10. Вследствие преобладания мелких пор, удельное сопротивление нефтеносного и водоносного песчаника, отличается незначительно: в 2-6 раз.

Пористость по данным количественной обработки материалов НГК, ГК составляет 16 - 24 %.

Минерализация и удельное сопротивление пластовых вод

Наибольшее количество химических анализов проб пластовой воды IVБ горизонта выполнено в скважине №12. Пробы отбирались при переливе воды в следствии обводнения горизонта. Минерализация изменяется в незначительных пределах и в среднем составляет 52 г/л (прил.15). Пробы из других скважин имеют значительно меньшую минерализацию и, по видимому, не свободны от примеси механической воды, поэтому во внимание не принимались. Пластовые воды IVБ горизонта хлоркальциевого состава.

В виду отсутствия в изучаемом разрезе проницаемого пласта, чистого от примеси глин определения минерализации пластовой воды по диаграммам ПС не проводилось. Сведения о минерализации пластовой воды использовались для расчета ее сопротивления с учетом температуры пласта, равной 75о С.

2.1 Нефтегазоносность

Нефтяное месторождение Карагачи приурочено Каратау-Гузанской антиклинальной зоне, но находящейся в западной части Южной ступени в пределах которой открыт целый ряд нефтяных месторождений. Это Тамчи, Бешкент-Тогап, Айритан, Сельрохо, Нефтеабад, Северный Сох, Чангара-Гольча и ряд других, из которых осуществляется добыча нефти в настоящее время.

Геологоразведочными работами было установлено, в пределах описываемой зоны на всех выявленных месторождениях промышленно нефтегазоносными являются отложения палеогена.

Непосредственно на Карагачинском месторождении нефтепроявления отсутствуют. Что объясняется глубиной залегания продуктивного горизонта.

В результате проведенных геологоразведочных работ на описываемом месторождении была выявлена нефтяная залежь, приуроченная к IVБ горизонту, залегающему, в нижней части риштан-исфара-ханабадских слоев палеогена, имеющих региональное распространение в пределах Ферганской впадины.

Впервые промышленная нефтеносность месторождения Карагачи была установлена в 1974 году при испытании IVБ горизонта, в скважине №7. Бурением последующих глубоких скважин залежь нефти была подготовлена к промышленному освоению.

По состоянию на 01.01.07 год на месторождении пробурено 37 глубоких скважин (№№ 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17 - структурные, структурно-поисковые и разведочные, №№ 20, 21, 22, 23, 24 - эксплуатационные) из которых 17 (№№ 4, 5, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 16, 17, 20, 21, 22, 23, 24 и 25) скрыли IVБ продуктивны горизонт. Скважины №№ 1, 2, 3,4, 5,6, 8, 9, 10, 11, 13, 14, 16 и 17 ликвидированы как выполнившие свое назначение и по геологическим причинам. В пробной эксплуатации находились скважины №№ 7, 12, 20, 21, 22, 23, 24 и 25 из которых №№ 7, 12, 20 и 21 переведены в контрольные, а №№ 22, 23, 24, 25 находятся в эксплуатации.

В мае 1974 года месторождение Карагачи было введено в опытно-промышленную эксплуатацию скважиной №7 со среднесуточным дебитом 21,6 тонн безводной нефти.

Оконтуривание выявленной залежи нефти произведено на основании данных опробования, опытно-промышленной эксплуатации и результатов промыслово-геофизических исследований.

Положение водонефтяного контакта по нижним дырам интервалов перфорации, из которых были получены притоки нефти с учетом данных промысловой геофизики.

Опробование всех интервалов перфорации в скважинах произведено снизу вверх следующим образом: 1. В процессе бурения испытателями пластов типа КИМ-146.

2. Колонны перфорированы кумулятивной и пулевой перфорацией ПК-103, ПКД4-105 по 10-20 отверстий на 1 погонный метр, ПВН по 8 отверстий на 1 погонный метр и ПКС-80, ПКС-150 по 15-20 отверстий на 1 погонный метр.

3. Последовательной сменой глинистого раствора на воду или нефть с дальнейшим снижением уровня, аэризацией.

Ниже приводится обоснование водонефтяного контакта продуктивного горизонта.

IVБ продуктивный горизонт риштанских слоев палеогена вскрыт в скважинах №№ 4, 5, 7, 8, 9, 10, 12, 13, 14, 16, 17, 20, 21, 22, 23, 24 и 25. Опробование горизонта произведено в 14 скважинах 26 объектами из которых 14 получили нефть (скважины №№ 4, 5, 7, 12, 13, 20, 21, 22, 23, 24 и 25), в двух объектах - нефть с водой (скважина №4), в 5 объектах - пластовую воду (скважины №№ 8, 10 и 16) и в 5 объектах - приток не был получен (скважины №№ 16, 17 и 25).

В скважине № 4 расположенной в свободной части центрального купола складки, IVБ горизонт был вскрыт на глубинах 2418-2427 м (абсолютные отметки минус 1693-1702). Опробованию подверглись V и IVБ горизонты совместно в интервале 2441-2431 и 2427-2417 м (абсолютные отметки минус 1715-1706 и 1702-1692 м) в результате чего был получен слабый приток воды с нефтью дебитом 0, 04 м3/сут. Было решено перестрелять интервал с целью интенсификации притока без установки цементного моста. Повторная перфорация произведена на глубине 2438-2431 и 2427-2417 м (абсолютные отметки минус 1713-1706 и 1702-1692 м) После замены глинистого раствора на воду и аэризации был получен приток воды с нефтью дебитом 0,18-0,2 м3/сут. Была отобрана проба воды на анализ, из которого видно, что это техническая, так как удельный вес воды составляет 1,001 г/см, а минерализация 1,5 г/л. Постепенно приток жидкости прекратился. Скважина №4 расположена гипсометрически выше скважин №№5 и 25, из которых были получены притоки нефти.

В скважине №5, пробуренной в сводовой части восточного купола, IVБ горизонт вскрыт на глубинах 2477-2484м (абсолютные отметки минус 1695-1702м). В процессе бурения при забое скважины 2476м (абсолютная отметка минус 1695м) в глинистом растворе наблюдалось выделение нефти. После окончания бурения скважина стала переливать глинистым раствором с нефтью дебитом порядка 1,5 м3/сут. Скважину ликвидировали без спуска колонны.

В скважине №7, пробуренной на северном крыле складки, продуктивный горизонт вскрыт на глубинах 2444-2450м (абсолютные отметки минус 1750-1756м). Последний цементный мост установлен на глубине 2485-2465м. Опробованию подвергались V и IVБ горизонты совместно в интервале 2462-2456м и2451-2445м (абсолютные отметки минус 1768-1762 и 1757-1751м), из которых был получен приток безводной нефти дебитом 31,5 м3/сут при 2-х мм штуцере.

8 мая 1974 года скважина №7 была переведена в опытно-промышленную эксплуатацию среднесуточным дебитом 21,6 т безводной нефти.

По мере эксплуатации скважины в продукции стала появляться вода и в июне 1976 года обводненность достигла 99%. Всего скважина проработала 548 суток. За это время из нее добыто 7924,95 т нефти 7049,1м3 воды и 49,06 тыс.м3 растворенного газа при газовом факторе 7м3/т. В июле 1976 года скважина №7 была переведена в контрольную. Быстрое обводнение скважины свидетельствует о близости водонефтяного контакта.

Скважина №8 пробурена на северном крыле складки. Продуктивный горизонт вскрыт в ней на глубине 2477-2486м (абсолютные отметки минус 1818-1827м). Последний цементный мост установлен на глубине 2498-2489м.

Испытание описываемого горизонта произведено в интервале 2487 - 2483 м. абсолютная отметка минус 1828 - 1824 м, из которого получен приток пластовой воды дебитом 220 м3/сут. Цементный мост был установлен с кровлей на глубине 2483 м и произведена перфорация в интервале 2483 - 2477 м (абсолютные отметки минус 1824 - 1818 м). В результате опробования был получен приток пластовой воды дебитом 520 м3/сут.

Получение воды из IVБ-го горизонта доказывает на то, что скважина № 8 находится за контуром нефтеносности.

В скважине № 10 расположенный на северо-западной части складки IVБ горизонт вскрыт на глубинах 2519 - 2824 м (абсолютные отметки минус 1847-1852). Последний цементный мост отделяющий V горизонт от IVБ, установлен на глубине 2538-2525 м. 4б горизонт перфорирован в интервале 2523-2519 м (абсолютные отметки минус 1851-1847). В результате опробования был получен приток пластовой воды дебитом 28,8м3/сут. Пластовое давление составило 344 атм. Получение воды из описываемого горизонта указывает на то, что скважина №10 находится за контуром нефтеносности.

В скважине №12, расположенный в северной части центрального купола, продуктивный горизонт вскрыт на глубинах 2520 - 2527 м. (абсолютные отметки минус 1730-1737 м). Последний цементный мост, отделяющий IVБ горизонт от нижележащего V, установлен на глубине 2566-2531 м. Перфорация продуктивного горизонта была произведена в интервале 2526-2520 м (абсолютные отметки минус1736-1730 м).

В результате опробования, после смены глинистого раствора на воду, появилась самоизлияние воды, с пленками нефти, но через 7 часов работы скважины количество нефти в воде достигло, 50-60 % и вскоре скважина перешла на безводную нефть дебит, которого при самоизливе составил 118-120 м3/сут. Скважина №12 использовалась методом установившегося отборов на штуцере 4,5 мм, 6 мм, и 10 мм.

В июле 1975 г скважину №12 ввели в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом 47,3 т безводной нефти. В феврале 1980 г скважина работала со среднесуточным дебитом нефти 0,1 т, а обводненность достигла 99%, в связи с чем скважину перевели в контрольную. С начала пробной эксплуатации скважина №12 проработала 1579 суток. За это время из нее добыто 37,5 тыс. тон нефти, 11,4 тыс,м3 воды и 226,5 тыс.м3 растворенного газа. Быстрое обводнение скважины указывает на близость водонефтяного контакта.

В скважинах № 9 и №14, расположенных в пределах западного купола, по заключению Кыргызской комплексной геофизической экспедиции, IVБ горизонт отнесен к категории непродуктивный, и поэтому скважины были ликвидированы без спуска колонны.

В скважине №13, пробуренной на северо-восточном куполе, продуктивный горизонт вскрыт на глубинах 2490-2494 м. (абсолютные отметки минус 1737-1741 м). В процессе бурения испытатели пластов КИИ - 146, был исследован интервал 2530-2465 м, (абсолютные отметки минус 1777-1712 м), из которого был получен приток нефтяной эмульсии с глинистым раствором дебитом 240 м3/сут.

В скважине № 16, расположенной в северо-западной части складки, продуктивный горизонт вскрыт на глубинах 2553-2558 м, (абсолютные отметки минус 1817-1822 м). В процессе бурения испытателями пластов КИИ - 146 были исследованы 2 интервала: из первого на глубине 2581-2532 м (абсолютные отметки минус 1845-1796 м) получен фильтрат бурового раствора, из которого на глубине 2606-2538 (абсолютные отметки минус 1870-1802 м) - воды и фильтрат бурового раствора.

Перфорация IVБ горизонта произведена в интервале 2558-2553 м (абсолютные отметки минус 1822-1817 м). После смены глинистого раствора на воду скважина стала переливать пластовой воды, дебит которой 80 м3/сут. пластовое давление составляет 310 атм. Скважина № 16 находится за контуром нефтеносности.

Скважина № 17 находится на юго-восточном куполе, продуктивный горизонт вскрыт на глубинах 2547-2553 м (абсолютные отметки минус 1726-1732 м). В процессе бурения испытатели пластов КИИ - 146 было исследовано три объекта: из первого в интервале 2573-2472 м (абсолютные отметки минус 1752-1651 м) приток не был получен. из второго в интервале 2633-2498 м (абсолютные отметки минус 1812-1677 м) получен фильтрат бурового раствора, из третьего в интервале 2593-2470м (абсолютные отметки минус 1772-1649 м) получен незначительный приток воды.

По данным промыслово-геофизических исследований в скважине №17, проведенных Кыргызской комплексной геофизической экспедицией, пласты IVБ горизонты обладают невысокой эффективной пористостью и отнесены к категории непродуктивных. Скважина была ликвидирована без спуска эксплуатационной колонны и вскрытия пластов.

В скважине №20, (эксплуатационной), пробуренной в северо-западной части восточного купола, продуктивный горизонт вскрыт на глубинах 2504-2509 м (абсолютные отметки минус 1727-1732 м), IVБ горизонт был вскрыт перфорацией в интервале 2512-1727 м, из которого была получена самоизливающая безводная нефть, дебитом 115 м3/сут. В январе 1978 года скважину ввели в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом нефти 7,5 т. В октябре 1980 г дебит нефти упал до 1,8 т/сут, а обводненность скважины составила 10%. В связи с этим скважину перевели в контрольную. За время опытной эксплуатации скважина №20 проработала 907,8 суток, за это время из нее добыто 9,2 тыс.тон нефти, 0,15 тыс. м3 воды и 50,1 тыс.м3 растворенного газа.

Скважина № 21 (эксплуатационная) пробуренной в северной части центрального купола, продуктивный горизонт в ней вскрыт на глубинах 2369-2378 м (абсолютные отметки минус 1739-1748 м). Перфорация его произведена, в результате чего был получен приток самоизливающейся нефти без воды, дебитом 14,0 м3/сут. Через два месяца работы скважины приток нефти прекратился. Было решено перестрелять горизонт с целью возобновления притока. После повторной перфорации и промывки скважины из нее был получен приток безводной нефти дебитом 12,0 м3/сут при 4 мм штуцере.

В октябре 1977 г. скважина №21 была введена в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом безводной нефти 11,0 м3/сут. В феврале 1980 г. скважину перевели в контрольную, так как дебит нефти упал до 0,1 т/сутки, воды в скважине не наблюдалось. Скважина проработала 652,2 суток, за это время из нее добыто 2,0 тыс.тонн нефти и 5,8 тыс. м3 растворенного газа.

В скважине №22 (эксплуатационной) расположенный в восточном и центральном куполе IVБ горизонт был вскрыт на глубинах 2549-2555 м. (абсолютные отметки минус 1739-1745 м). Перфорация произведена в интервале 2554-2549 м (абсолютные отметки минус 1744-1739 м), из которого после смены глинистого раствора на нефть, получен фонтан безводной нефти дебитом 80 м3/сут.

В апреле 1978 г. скважину ввели в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом нефти 25 т. На дату составляющего отчета скважина работает со среднесуточным дебитом 3,2 т нефти, обводненность составляет 78%. За 1292,8 суток из нее добыто 14,0 тыс.тонн нефти, 0,8 тыс. м3 воды и 98,2 тыс.м3 растворенного газа.

В скважине №23 (эксплуатационной) расположенной в западной части восточного купола, продуктивный горизонт вскрыт на глубине 2572-2579 м (абсолютные отметки минус 1737-1744). Горизонт перфорирован в интервале 2578-2572 м (абсолютные отметки минус1743-1737) из которого после вызова притока получена нефть с водой дебитом 4 м3/сут. вода удельного веса 1,029 г/см3 с минерализацией 23,8 г/л. Как указывалось выше, вода с такой минерализацией присуще V-й нижележащим горизонтам. Были произведены промыслово-геофизические исследования с целью определения места притока воды: дебитометрия, термометрия и ИНКМ. Установлено, что вода поступает из нижних горизонтов. С целью перекрытия их от IVБ горизонта был установлен цементный мост в интервале 2601-2592 м. Произвели аэризацию, после чего был получен приток переливающей безводной нефти дебитом 3,6 м3/сут. Скважину в январе 1979 г. передали в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом 1,0 т. безводной нефти. В настоящее время скважина находится в эксплуатации с дебитом нефти 8,2 т/сут. при содержании воды 12%. Скважина проработала 10736 суток и из нее добыто 9,0 тыс.т нефти, 1,3 тыс.м3 воды и 43,2 тыс.м3 растворенного газа.

Скважина № 24 (эксплуатационной), расположена между центральным и восточным куполами.

Продуктивный горизонт в ней вскрыт на глубинах 2568-2574 м (абсолютные отметки минус 1742-1748 м) и перфорирован в интервале 2573-2560 м (абсолютные отметки минус1747-1772 м). После промывки, скважина стала переливать безводной нефтью дебитом 2,6 м3/сут. В январе 1979 г. введена в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом нефти 1,2 т. На дату составления отчета скважина находится в эксплуатации со среднесуточным дебитом 11,6 т нефти, вода составляет 8%. Скважина проработала 1054,3 суток, за это время из нее добыто 9,4 т. нефти, 1,1 тыс.м3 воды и 46,2 тыс.м3 растворенного газа.

Скважина № 25 (эксплуатационной), расположена в своде центрального купола, IVБ горизонт вскрыт на глубине 2525-2530 м (абсолютные отметки минус 1695-1700 м). Перфорация произведена в интервале 2534-2525 м. (абсолютные отметки минус 1704-1695 м), после замены глинистого раствора на воду и снижения уровня приток не был получен. Произвели повторную перфорацию в данном интервале и после вызова притока, скважина стала переливать безводной нефтью дебитом 0,35 м3/сут. В июле 1980 года скважину передали в повторную эксплуатацию со среднесуточным дебитом нефти 4,3 т. скважина №25 в настоящее время находится в эксплуатации, и проработала 532,3 суток и за это время из нее добыто 0,7 тыс.тонн нефти, 2,1 м3 воды и 5,1 тыс.м3 растворенного газа. Обводненность скважины составляет 3%.

Анализ результатов опробования скважин, промысловой геофизики и пробной эксплуатации позволяют определить положение водонефтяного контакта в IVБ горизонте. Самые нижние дыры интервала перфорации, из которого была получена безводная нефть, находятся в скважине №7 на абсолютных отметках минус 1757-1751 м.

Однако, по промыслово-геофизическим данным, в скважине №7 подошва последнего проницаемого нефтенасыщенного прослоя находится на глубине 2448 м. (абсолютные отметки минус 1754 м). Следовательно, самые нижние дыры, из которых получена нефть, находится на абсолютной отметке минус 1754 м. Верхние дыры из которых была получена пластовая вода IVБ горизонта, находятся в скважине №16 и в скважине №8 на абсолютных отметках минус 1818-1824 м.

Приняв положение водонефтяного контакта на абсолютной отметке минус 1754 м, мы не противоречим данным, полученным в результате опробования скважин. Следовательно, скважины № 4,5,7,12,13,20,21,22,23,24, и 25 давшие нефть из IVБ горизонта, находятся в контуре нефтеносности, а скважины №8,9,10,14 и 16 находятся за его пределами, так как дали пластовую воду.

Таким образом, в результате проведения анализа бурения и опробования скважин промысловой геофизики, пробной эксплуатации и геологических построений, было установлено, ч

Геологический отчет по разработке нефтяных и газовых месторождений пос. Кочкор-Ата 1963 г.

Подсчет запасов нефти палеогеновых отложений месторождения Карагачи, «СРЕДАЗНИПИНЕФТЬ», Ташкент 1982.

М.А. Жданов, В.Е. Лисунов. Подсчет запасов нефти и газа. Гостопиздат, 1959.

««СРЕДАЗНИПИНЕФТЬ» Программа работ по применению новых методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ПО «Киргизнефть» г. Ташкент 1986 г.

«СРЕДАЗНИПИНЕФТЬ» Комплексные гидродинамические исследования ПО «Киргизнефть» г. Ташкент 1989 г.

Геологический отчет АО «Кыргызнефтегаз» пос. Кочкор-Ата 2002 г.

Отчетный баланс запасов нефти и газа за 1990-96 гг.

Геологический отчет по разработки нефтяных месторождений АО «КНГ» за 1970-1999 гг.

НГДУ АО «Кыргызнефтегаз» смета затрат и калькуляция себестоимости нефти и газа 1998-2003 гг.

К.Г. Оркин, А.М. Юрчук «Расчеты в технологии и технике добычи нефти». Издательство «НЕДРА» Москва 1967 год.

Ш.К. Гиматудинова, И.Д. Амелин и др. «Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений» Москва «НЕДРА» 1978.

В.М. Муравьев «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» Издательство «НЕДРА» Москва 1978 г.

Размещено на .ru