The presence of a large number of abandoned deep exploration wells suitable for the re-entry allows performing re-exploration by means of the existing wells fund without drilling a new one


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
40


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

УДК
550.8
32

ПЕРСПЕКТИВЫ ДОРАЗВЕД
КИ НА НЕФТЬ ПАЛЕОЦЕН
ОВЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ БЛАГОДАРНЕ
НСКОЙ СТРУКТУРЫ
СТАВРОПОЛЬСКОГО КРАЯ

PROMISING PERSPECTIV
ES OF OIL RE
-
EXPLORATION
IN

PALEOCENE SEDIMENTS
OF BLAGODARNENSKAYA
STRUCTURE IN STAVROP
OL REGION

Сова В.Э., Сова Э.В.

ООО

«Кероген»,

г
. Ставрополь, Российская Федерация

V
.
E
.
Sova
,
E
.
V
.
Sova

«
Kerogen
»
Limited
,

Stavropol
,
Russian

Federation

e
-

Аннотация
.

Ставропольский край является одним из старейших
нефтегазодобывающих регионов страны. На
текущий

момент

большая
часть его месторождений выработана, а перспективы открытия крупных
залежей углеводородов практически исчерпаны. В тоже время сохраняется
возможность открытия мелких и средних локализованных залежей в
толщах нефтематеринских пород.

В середине прошл
ого века аналогичные залежи были выявлены в
пределах Прикумско
-
Тюленевского (Прасковейское, Ачикулакское, Озек
-
Суат и ряд других месторождений) и Чернолесского (Журавское,
Воробьевское) тектонических элементов.
Однако эти открытия носили в
большей степени
спонтанный характер из
-
за отсутствия выработанного и
единого подхода
к петрофизической оценке приуроченных коллекторов по
материалам геофизических исследований (ГИС). В тоже время
накопленный опыт изучения глинистых коллекторов, а также результаты
41


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

его внед
рения при оценке залежей Журавско
-
Воробьевской зоны
нефтегазонакопления, позволяют пересмотреть
имеющиеся

материалы
ГИС по глубоким

скважинам разведочных и законченных разработкой
структур и выявить перспективные объекты

для дальнейшей доразведки и
испытан
ия.

В рамках данной работы были рассмотрены палеоценовые отложения
Благодарненской разведочной структуры Ставропольского края.
Несмотря
на установл
ение нефтеносности данных отложений в пределах Прикумско
-
Тюленевского тектонического элемента и положительные

признаки
углеводородонасыщения по материалам первичных ГИС, оценка и

их

испытание

в пределах Благодарненской структуры, приуроченной к
Северо
-
Ставропольскому тектоническому элементу, не производились.

Однако

р
езультаты

выполненного нами

анализа материалов

ГИС с
использованием апробированной на глинистых коллекторах Журавско
-
Воробьевской зоны нефтегазонакопления интерпретационной методики, а
также
исследования

кернового материала указывают на наличие
нефтенасыщенных коллекторов в палеоценовых отложениях
Бла
годарненской структу
ры.

Совокупность полученных результатов и подтверждение
нефтеносности палеоценовых отложений на других структурах позволяет
говорить о перспективности проведения работ по доразведке
палеоценовых отложений в пределах Благодарненской стру
ктуры.

Наличие
же большого числа ликвидированных глубоких разведочных скважин
,

пригодных к восстановлению
,

позволяет осуществить доразведку
имеющимся фондом скважин без бурения новых, что значительно
сократит издержки и обеспечит рентабельност
ь операции

в
случае

ее

успешности.

Abstract.

of the country. To date, much of its fields are depleted and prospects for the
discovery of large hydrocarbon deposits have been exhausted. At the same time,
42


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

there is still

the possibility of opening small and medium
-
sized deposits
localized in the source rock formations.


In the middle of the last century, similar deposits have been identified
within Prikumsk
-
Tyulenevskiy (Praskoveyskoe, Achikulakskoye, Ozek
-
S
uat
and a number of other fields) and Chernolesskiy (Zhuravskoye, Vorobyevskoye)
tectonic elements. However, these findings were largely spontaneous
due to
lack
of
approved

reservoir
s

from w
ell logs
. At the same time the experience of
shale reservoirs
studies
, as well as the results of its implementation
to evaluation

of deposits of
Zhuravsky
-
, allow
s

to revise

existing
well log

material
s

for deep

wells
of

explorational

and


and to
identify promising
intervals

for further
re
-
exploration and
testing
.

In this work, Paleocene sediments of Blagodarnenskaya explorational
structure of the Stavropol Region were studied. Despite the
approval
o
f the oil

bearing

of these

deposits within the
Prikumsk
-
Tyulenevskiy

tectonic element
and the positive signs
of hydrocarbon saturation

from initial well logs data
,
its
evaluation and test
ing

within
Blagodarnenskaya

structure dedicated to the
North
-
Sta
vropo
l tectonic element
,
were not conducted
. However, the results of
well logs
analysis
performed

by us with the use of

approved on shale reservoirs of Zhuravsky
-
accumulation zone
, as well as

the

core tests
indicat
e the presence of oil
-
saturated
reservoirs in the Paleocene
sediments of

Blagodarnenskaya

structure.

The sum

of the obtained results and confirmation of the oil saturation of
Paleocene sediments on the other structures allows us to propose promising
perspe
ctives of re
-
exploration of the Paleocene deposits within
Blagodarnenskaya structure. The presence of a large number of abandoned deep
exploration wells suitable for the re
-
entry allows

performing re
-
exploration by
means of the existing wells fund without
drilling a new one, what would
significantly reduce costs and
ensure

the profitability of the operation

in the
event of

success.

43


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

Ключевые слова:

доразведка
,

нефть,

отложения палеоцена
,

глинистые
коллектора
,
геофизические исследования скважин
,
исследования
керна
,
Благодарненская структура
.

Key words:

re
-
exploration
,
oil
,

Paleocene sediments,

shale reservoirs
,
well
logging
,
core studies
,
Blagodarnenskaya structure
.


Глубокое разведочное бурение на Благодарненской структуре
Ставропольского края осуществлялось
с конца 50
-
х

до середины 70
-
х

годов

прошлого века. Целевым объектом глубокого бурения являлись
нижнемеловые отложения, промышленная газоносность которых была
установлена в пределах Северо
-
Ставропольского тектонического элемента
на Мирненском, Сельском и ря
де других месторождений.

После отрицательных результатов испытаний нижнемеловых
отложений большинство глубоких разведочных скважин

(глубиной до
3000 м)

было ликвидировано, а в разработку введены неглубоко
залегающие (400
-
600 м) газовые залежи

нижнемиоценов
ых отложений
,

открытые ранее в результате колонкового бурения и приуроченные к
Петровско
-
Благодарненской структуре

[1]
.

В тоже время испытание нижнепалеогеновых глинистых отложений
(промышленная нефтеносность которых была установлена на соседних
Воробьевск
ом, Журавском и Прасковейском месторождениях) в глубоких
разведочных скважинах Благодарненской структуры, не осуществлялось.

Это обстоятельство обусловлено отсутствием выработанного подхода к
интерпретации материалов ГИС в аналогичном разрезе на момент его

разбуривания
,

о чем было сказано в работе
[2].
В тоже время обобщение и
систематизация
практического материала по петрофизическому изучению
глинистых коллекторов
[
3
]
, а также результаты исследований
выполненных в работе
[2]

позволяют определить характер н
асыщения
аргиллито
-
алевролитистых коллекторов в разрезе Благодарненской
44


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

структуры

и дать оценку перспективности дальнейших работ по ее
доразведке.



Оценка перспектив
доразведки

нижнепалеогеновых отложений

Благодарненской структуры

Для оценки
перспектив

ни
жнепалеогеновых отложений
Благодарненской структуры нами были привлечены результаты первичных
ГИС по разведочной скважине № 7 Благодарненской
.

На данный момент
скважина № 7 ликвидирована и находится

в нераспределенном фонде

за
пределами лицензионного участ
ка Петровско
-
Благодарненского
месторождения, эксплуатируемого ООО
«Газпром добыча Краснодар»
(рисунки 1 и 2).

Определение характера насыщения коллекторов

осуществлялось с помощью

комплекс
а ГИС, включающего

боковое
каротажное зондирование (БКЗ), метод
самоп
роизвольной поляризации
(ПС
), гамма и нейтронный гамма каротажи,

резистивиметрию,
кавернометрию и термометрию.

Для подтверждения результатов
интерпретации были использованы результаты исследования кернов,
включающие

определение открытой пористости методом
жидкостного
насыщения и определение сопротивления при 100 %
-
ном водонасыщении.

На первом этапе осуществлялась оценка характера насыщения
коллекторов баталпашинской и хадумской
свит,

промышленная
нефтеносность которых была установлена
на Журавском и Воробье
вском
месторождениях Ставропольского края.

Сводный планшет методов ГИС

по разрезу баталпашинской и хадумской серий

в масштабе 1:1
5
00
приведен на рисунке 3
, мнемоника зондов и единицы измерения
даны

в
таблице 1.


45


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru


Рисунок 1. Схема расположения скважины №
7 Благодарненской
46


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus
.ru


Рисунок 2. Общий вид скважины № 7


Рисунок 3
.

Сводный планшет методов ГИС по

отложениям
баталпашинской и хадумской серий

скважин
ы


7 Благодарненской

47


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus
.ru

Таблица 1. Мнемоника зондов

Аббревиатура
метода

Краткое описание

Единицы измерения

G
Z
1

Подошвенный градиент
-
зонд размера А0,4М0,1
N

Ом ∙ м

GZ
2

Подошвенный градиент
-
зонд размера А1,0М0,1
N

Ом ∙ м

GZ3

Подошвенный градиент
-
зонд размера А2,0М0,5
N

Ом ∙ м

GZ4

Подошвенный градиент
-
зонд размера А4,0М0,5
N

Ом ∙ м

GZ5

Подошвенный градиент
-
зонд раз
мера А8,0М1,0
N

Ом ∙ м

Gr

Гамма каротаж

GAPI



гамма
единицы
Американского
нефтяного института
(1 мкР/ч ≈ 10
GAPI
)

SP1

Метод поляризации самопроизвольной,
скорректированный на смещение линии глин

мВ

NPHI

Пористость из показаний нейтронного гамма
каро
тажа

доли единицы

MRES

Сопротивление бурового раствора в стволе
скважины (скважинный резистивиметр)

Ом ∙ м

Temp
1

Термометрия

о
С

CALI

Кавернометрия

Дюйм (1 мм =


= 0,03936996 дюйма)

Литеры

DEPTH

Глубина

Метр


Интерпретация материалов ГИС по скважине №

7 Благодарненской
осуществлялась согласно петрофизической модели, предложенной в
работе
[2].
Глинистость горных пород рассчитывалась по данным гамма
каротажа

с помощью линейного выражения.
Открытая пористость
коллектора рассчитывалась исходя из общей пори
стости по нейтронному
методу с учетом глинистости коллектора и введением поправки на
матрицу породы
.


Определение сопротивления пластовых вод производилось с помощью
показаний кривой ПС напротив мощного наименее заглинизированного
водонасыщенного интервала

согласно методике описанной в
источнике

[4]
.

Значение коэффициента
водонасыщенност
и

коллектора

рассчитывалось

по выражению Симонду, учитывающему глинистость
коллектора и сопротивление глин

[2]
.

48


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus
.ru

Результаты соответствующей интерпретации представлены
в

табли
це

2.

Из таблицы 2 видно, что отложения баталпашинской и хадумской свит
в плане нефтеносности характеризуются отрицательно. Данные
интерпретации подтверждаются сравнением осредненных результатов
инверсии показаний БКЗ по характерным интервалам с результата
ми
замера сопротивлений образцов породы из одновозрастных отложений
соседнего Воробьевского месторождения

[2]

и более поздних
палеоценовых отложений Благодарненской структуры при 100 %
-
ном
насыщении их синтетическим раствором пластовой воды (таблицы 3 и 4)
.

Водонасыщенный интервал в зоне 2 является региональным
маркирующим горизонтом и носит название хадумского репера. Его
водонасыщенность была подтверждена при испытании в скважине № 25 на
соседнем Журавском месторождении.

Водонасыщенный интервал в зоне 4 т
акже является региональным
маркирующим горизонтом и носит название кумского репера. Данный
интервал характеризуется локальной нефтеносностью преимущественно в
пределах Прикумско
-
Тюленевского тектонического элемента на
Прасковейском месторождении, а также в

отдельных скважинах
Журавского месторождения.

Баталпашинский репер, являющийся основным нефтеносным
интервалом в пределах Журавско
-
Воробьевской зоны
нефтегазонакопления, в разрезе скважины № 7 Благодарненской
отсутствует.

49


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

Таблица 2
. Результаты интерпрета
ции материалов ГИС
по

отложениям баталпашинской и хадумской серий

скважин
ы



7 Благодарненской

Номер
зоны

Кровля, м

Подошва,
м

Общая
толщина, м

Эффективная
толщина, м

Отношение
толщин

Открытая
пористость, д.е.

Водонасыщен
-
ность, д.е.

Глинистость,
д.е.

При
мечание

1

1700
,
00

1717
,
80

17
,
80

0
,
00

0
,
000

---


---


---


неколлектор

2

1717
,
80

1728
,
10

10
,
30

9
,
85

0
,
956

0
,
100

1
,
000

0
,
516

водонасыщенный
проницаемый

3

1728
,
10

1763
,
50

35
,
40

0
,
00

0
,
000

---


---


---


некол
лектор

4

1763
,
50

1765
,
50

2
,
00

1
,
80

0
,
900

0
,
066

1
,
000

0
,
320

водонасыщенный
проницаемый

5

1765
,
50

1778
,
50

13
,
00

0
,
00

0
,
000

---


---


---


неколлектор

6

1778
,
50

1784
,
50

6
,
00

6
,
00

1
,
000

0
,
151

1
,
000

0
,
352

водонасыщенный
проницаемый

7

1784
,
50

1800
,
40

15
,
90

0
,
00

0
,
000

---


---


---


неколлектор

8

1800
,
40

1826
,
60

26
,
20

26
,
20

1
,
000

0
,
110

1
,
000

0
,
378

водонасыщенный
проницаемый

9

1826
,
60

1833
,
70

7
,
10

0
,
00

0
,
000

---


---


---


неколлектор

10

1833
,
70

1846
,
80

13
,
10

12
,
70

0
,
969

0
,
068

1
,
000

0
,
462

водонасыщенный
проницаемый

11

1846
,
80

1849
,
50

2
,
70

0
,
00

0
,
000

---


---


---


неколлектор

12

1849
,
50

1851
,
20

1
,
70

1
,
65

0
,
971

0
,
033

1
,
000

0
,
475

водонасыщенный
проницаемый

13

1851
,
20

1863
,
20

12
,
00

0
,
00

0
,
000

---


---


---


неколлектор

14

1863
,
20

1866
,
20

3
,
00

2
,
95

0
,
983

0
,
071

1
,
000

0
,
481

водонасыщенный
проницаемый

15

1866
,
20

1937
,
40

71
,
20

0
,
00

0
,
000

---


---


---


неколлектор

16

193
7
,
40

2060
,
10

122
,
70

121
,
80

0
,
993

0
,
162

1
,
000

0
,
266

водонасыщенный
проницаемый

17

2060
,
10

2100
,
00

39
,
90

0
,
00

0
,
000

---


---


---


неколлектор

50


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

Таблица 3. Результаты инверсии показаний БКЗ

по

отложениям баталпашинской и хадумской се
рий

Номер
зоны

Кровля, м

Подошва, м

Сопротивление промытой
зоны, Ом

м

Сопротивление зоны
проникновения, Ом

м

Сопротивление горной породы,
Ом

м

1

1700
,
00

1717
,
80

2
,
986

1
,
432

0
,
466

2

1717
,
80

1728
,
10

3
,
984

2
,
410

0
,
367

3

1728
,
10

1763
,
50

1
,
784

1
,
340

0
,
482

4

1763
,
50

1765
,
50

8
,
243

5
,
354

0
,
748

5

1765
,
50

1778
,
50

1
,
854

1
,
550

0
,
953

6

1778
,
50

1784
,
50

3
,
969

2
,
557

0
,
523

7

1784
,
50

1800
,
40

3
,
489

2
,
275

1
,
272

8

1800
,
40

1826
,
60

4
,
774

2
,
787

1
,
094

9

1826
,
60

1833
,
70

3
,
537

2
,
491

1
,
335

10

1833
,
70

1846
,
80

4
,
995

4
,
054

1
,
5
06

11

1846
,
80

1849
,
50

4
,
807

5
,
843

1
,
985

12

1849
,
50

1851
,
20

5
,
063

4
,
341

1
,
666

13

1851
,
20

1863
,
20

4
,
184

2
,
875

1
,
475

14

1863
,
20

1866
,
20

4
,
042

2
,
549

1
,
156

15

1866
,
20

1937
,
40

3
,
481

2
,
212

0
,
944

16

1937
,
40

2060
,
10

5
,
743

4
,
541

1
,
172

17

2060
,
10

2100
,
00

8
,
685

4
,
108

0
,
808


51


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

Таблица 4.
Результаты определения

удельного сопротивления образцов

породы

при 100 %
-
ном водонасыщении

Наименование параметра

Численное значение

Номер скважины

7 Воробьевская

7 Благодарненская

Номер образца

1

2

3

1

Интервал отбора, м

2065
-
2080

2088
-
2105

2185
-
2195

2364
-
2370

Возраст отложений

Палеоген/Верх
Баталпашинской свиты

Палеоген/Низ
Баталпашинской свиты

Палеоген/

Бело
глинская

свита

Палеоген/Палеоцен

Минерализация раствора
NaCl
, мг/л

25000

25000

50000

25000

Температура образца при з
амерах,
о
С

19

19

19

18

Общее сопротивление образца, Ом

128,57

183

63,21

631,92

Удельное сопротивление образца при
температуре замера, Ом∙м

15,50

27,87

8,72

11,11

Пластовая температура на кровле
интервала отбора,
о
С

125,56

126,83

132,18

143,79

Удельное
сопротивление образца при
пластовой температуре, Ом∙м

4,27

7,61

2,30

2,66


52


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017.

№1

http://ogbus.ru

На втором этапе оценивался характер насыщения нижезалегающих
глинистых отложений палеоцена
,

нефтеносность которых была
подтверждена на Прасковейском месторождении Ставропольского
края.

Сводный планшет методов ГИС

по разрезу палеоцена скважины № 7
Благодарненской

в масштабе 1:1
0
00 приведен на рисунке 4
.


Рисунок 4
.

Сводный планшет методов ГИС по

отложениям
палеоцена

скважин
ы


7 Благодарненской

53


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017.

№1

http://ogbus.ru

В тоже время сопротивление горной по
роды во всех трех интервалах
превышает сопротивление 100 % водонасыщенного образца керна более
чем в два раза (таблицы 6 и 4), что позволяет говорить об уверенном
характере углеводородонасыщения этих интервалов. Значение открытой
пористости, полученное по
результатам исследования образца керна, в
целом соответствует средним значениям по отложениям палеоцена с
учетом значительной толщины интервала его отбора, захватывающего
зоны коллекторов и неколлекторов (таблицы 5 и 7).

Алгоритм интерпретации материалов ГИС по отложениям палеоцена
аналогичен вышележащим отложениям, результаты интерпретации
представлены в таблице 5.

Аналогично вышележащим отложениям данные интерпретации
контролировались путем сравнения осредненных результа
тов инверсии
показаний БКЗ по характерным интервалам с результатами замера
сопротивления образца породы палеоценовых отложений Благодарненской
структуры при 100 %
-
ом насыщении его синтетическим раствором
пластовой воды (таблицы 6 и 4). Дополнительно было п
роизведено
определение открытой пористости образца породы из отложений
палеоцена по методу жидкостного насыщения (таблица 7).

Из таблицы 5 видно, что в отложениях палеоцена выделяются три
предположительно нефтенасыщенных интервала. Интервалы в зонах 8 и 15

характеризуются понижающим проникновением, падение же
сопротивления в зоне проникновения интервала 8 обусловлено, по всей
видимости, анизотропией коллектора (таблица 6). Интервал в зоне 12
характеризуется повышающим проникновением, что обусловлено его
пов
ышенной водонасыщенностью (таблица 6). Следует отметить, что
вопрос о нефтеносности палеоценовых отложений в пределах Северо
-
Ставропольского тектонического элемента рассматривается впервые,
поэтому немаловажным моментом является подтверждение самого типа
н
асыщающего углеводорода.

54


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

Таблица 5. Результаты интерпретации материалов ГИС
по

отложениям палеоцена

скважин
ы


7 Благодарненской

Номер
зоны

Кровля, м

Подошва,
м

Общая
толщина, м

Эффективная
толщина, м

Отношение
толщин

Открытая
пористость, д.е.

Водонасыщен
-
ность, д.е.

Глинистость,
д.е.

Примечание

1

2200,00

2273,10

73,10

0,00

0,000

---

---

---

неколлектор

2

2273,10

2275,80

2,70

2,70

1,000

0,151

0,989

0,250

водонасыщенный
проницаемый

3

2275,80

2281,80

6,00

0,00

0,000

---

---

---

неколлектор

4

2281,80

2283
,80

2,00

2,00

1,000

0,178

0,922

0,217

водонасыщенный
проницаемый

5

2283,80

2289,00

5,20

0,00

0,000

---

---

---

неколлектор

6

2289,00

2290,90

1,90

1,90

1,000

0,217

0,864

0,226

водонасыщенный
проницаемый

7

2290,90

2312,50

21,60

0,00

0,000

---

---

---

неко
ллектор

8

2312,50

2317,70

5,20

5,10

0,981

0,162

0,347

0,381

нефтенасыщенный

9

2317,70

2324,50

6,80

0,00

0,000

---

---

---

неколлектор

10

2324,50

2364,50

40,00

0,00

0,000

---

---

---

разрыв записи

11

2364,50

2365,80

1,30

0,00

0,000

---

---

---

неколлект
ор

12

2365,80

2366,80

1,00

0,80

0,800

0,271

0,468

0,199

нефтенасыщенный

13

2366,80

2371,20

4,40

4,40

1,000

0,178

0,957

0,123

водонасыщенный
проницаемый

14

2371,20

2379,20

8,00

0,00

0,000

---

---

---

неколлектор

15

2379,20

2381,10

1,90

1,80

0,947

0,141

0,213

0,235

нефтенасыщенный

16

2381,10

2400,00

18,90

0,00

0,000

---

---

---

неколлектор

55


© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

Таблица 6. Результаты инверсии показаний БКЗ

по

отложениям палеоцена

Номер
зоны

Кровля,
м

Подошва,
м

Сопротивление промытой зоны,
Ом

м

Сопротивление зоны
проникновени
я, Ом

м

Сопротивление горной породы,
Ом

м

1

2200
,
00

2273
,
10

4
,
248

2
,
924

1
,
618

2

2273
,
10

2275
,
80

8
,
197

6
,
338

2
,
374

3

2275
,
80

2281
,
80

4
,
076

3
,
000

1
,
883

4

2281
,
80

2283
,
80

11
,
987

8
,
014

3
,
079

5

2283
,
80

2289
,
00

4
,
211

3
,
369

1
,
700

6

2289
,
00

2290
,
90

15
,
180

7
,
019

3
,
347

7

2290
,
90

2312
,
50

4
,
672

2
,
912

1
,
390

8

2312
,
50

2317
,
70

7
,
497

4
,
452

10
,
730

9

2317
,
70

2324
,
50

5
,
778

3
,
460

0
,
350

10

2324
,
50

2364
,
50

2
,
998

2
,
362

1
,
356

11

2364
,
50

2365
,
80

2
,
558

2
,
201

1
,
353

12

2365
,
80

2366
,
80

18
,
540

9
,
183

7
,
970

13

2366
,
80

2371
,
2
0

9
,
884

3
,
228

1
,
293

14

2371
,
20

2379
,
20

7
,
756

4
,
966

0
,
461

15

2379
,
20

2381
,
10

9
,
143

20
,
772

33
,
494

16

2381
,
10

2400
,
00

8
,
763

3
,
821

2
,
930

Таблица 7.

Результаты определения открытой пористости образца керна из скважины № 7 Благодарненской

Наименование параме
тра

Численное значение

Номер скважины

7 Благодарненская

Номер образца

1

Интервал отбора, м

2364
-
2370

Возраст отложений

Палеоген/Палеоцен

Объем порового пространства, см
3

3,964

Общий объем насыщенного образца, см
3

25

Открытая пористость образца расче
тная, доли единицы

0,159


56


© Элект
ронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

К сожалению, отсутствие

на момент проведения исследований в
компоновке геофизических инструментов приборов акустического и гамма
плотностного каротажа не позволяет сделать вывод о типе насыщающего
углеводорода по характерным рас
хождениям между показаниями
приборов акустического, нейтронного и плотностного каротажа.

Однако, поскольку

коллектора палеоценовых отложений
Благодарненской структуры зажаты в толще материнских

пород,
аналогично Журавско
-
Воробьевской зоне нефтегазонакоплен
ия, выводы о
типе насыщающего углеводорода

(УВ)

можно сделать на основании
геохимических исследований образцов керна по методу пиролиза
материнских пород.

Данный вид исследования позволяет установить степень термической
зрелости материнских пород и

сделать

выводы о типе углеводорода
насыщающего коллектора, зажатые в толще материнских пород.
Аналогичный подход используется при разведке глинистых коллекторов,
приуроченных к материнским породам, в США
[
3
].

Для проведения разрушающего исследования по методу пир
олиза был
использован образец материнских пород из отложений палеоцена
скважины № 7 Сельской площади, характеризующей аналогичный
Благодарненской структуре разрез. Результаты исс
ледования представлены
в таблицах

8

и 9
.

Таблица 8.

Результаты исследования по

методу пиролиза образца керна
палеоценовых отложений

Наименование параметра

Численное значение

Номер скважины

7 Сельская

Номер образца

1

Интервал отбора, м

2371
-
2377

Возраст отложений

Палеоген/Палеоцен

S
1
, мг УВ/г породы

0,45

S
2
, мг УВ/г породы

4,14

Общее содержание органического вещества, %

1,89

Водородный показатель, мг УВ/г орг. вещества

219

Коэффициент продуктивности материнских отложений

0,10

57


© Элект
ронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

Таблица 9.

Компонентный состав продуктов пиролиза образца керна
палеоценовых отложений

Компонент

Сод
ержание, %

Примечание

CH
4

6

метан

C
2
-
C
5

22

жирные газы

C
6
-
C
14

40

легкая нефть

C
15+

32

тяжелая нефть


Полученные параметры сравнивались с типовыми значениями,
характеризующими качество материнской породы, тип органического
вещества и степень его термич
еской зрелости
[5
]


таблицы 10, 11 и 12.

Таблица 10. Параметры пиролиза, характеризующие
качество материнской
породы

Качество материнской
породы

Общее содержание
органики, %

S
2
, мг УВ/г породы

не материнская порода

менее 0,5

менее 2

плохое

0,5
-
1

2
-
3

уд
овлетворительное

1
-
2

3
-
5

хорошее

2
-
5

5
-
10

очень хорошее

свыше 5

свыше

10

Таблица 11. Параметры пиролиза, характеризующие тип керогена

Тип керогена

Водородный показатель,

мг УВ/г орг. вещества

Основной продукт термического
преобразования керогена

I

свыш
е 6
00

н
ефть

II

300
-
600

нефть

II
/
III

200
-
300

газ или нефть в зависимости от
степени термической зрелости

III

50
-
200

г
аз

IV

менее 50

отсутствует

58


© Элект
ронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

Таблица 12
. Параметры пироли
за, характеризующие степень
термической зрелости органического вещества

Степень
термической
зрелости

Коэффициент
продуктивности
материнских отложений

Основной продукт
термического
преобразования керогена

незрелое

менее 0,10

биогенный метан

ранняя степень зрелости

0,10
-
0,15

нефть

пик зрелости

0,25
-
0,40

нефть

поздняя степень зрелост
и

свыше 0,40

ретроградные и жирные
газы

перезрелое

-

сухой газ


Анализируя данные таблиц 8 и 10
-
12 можно отметить, что
материнская
порода отложений палеоцена имеет средний генерационный потенциал

и

содержит кероген

смешанного

II
/
III

типа
(
сапропелево
-
гум
усовое

органическое вещество), характеризующийся ранней степенью зрелости
,

соответствующей началу «нефтяного окна».

Компонентный анализ
продуктов пиролиза

(таблица 9)

также указывает на то, что основным
продуктом термического преобразования органического в
ещества
палеоценовых отложений будут углеводороды нефтяного ряда.

Геохимическая характеристика пород палеоцена во многом аналогична
материнским породам хадумской свиты Журавско
-
Воробьевской зоны
нефтегазонакопления, которые также характеризуются наличием
о
рганического вещества смешанного типа ранней степени зрелости

[6]
.

В
целом же п
олученные результаты свидетельствую
т

в пользу теории о
нефтенасыщенности коллекторов, зажатых в материнских породах
отложений палеоцена Благодарненской структуры.

59


© Элект
ронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

Выводы

Результ
аты пересмотра первичных материалов ГИС
, подкрепленные
керновыми испытаниями,
свидетельствуют

о нефтенасыщенности
палеоценовых отложений Благодарненской структуры Ставропольского
края. Сама нефтеносность палеоценовых отложений была подтверждена на
Праскове
йском мес
торождении Ставропольского края, где в скважине


22 Прасковейской дебит нефти из отложений палеоцена составил
25,8

т/сут при работе через штуцер диаметром 4,0 мм.

Совокупность выше обозначенных факторов позволяет говорить о
перспективности доразв
едки на нефть палеоценовых отложений
Благодарненской структуры. Учитывая, что фонд ликвидированных
глубоких разведочных скважин как на Петровско
-
Благодарненском
лицензионном участке, так и за его пределами насчитывае
т не менее 30
единиц, а местными бригада
ми по капитальному ремонту скважин
накоплен существенный положительный опыт восстановления
ликвидированных скважин, доразведка Благодарненской структуры может
производит
ь
ся уже имеющимся фондом скважин без бурения новых. Такой
подход позволит существенно с
ократить издержки на мероприятия по
доразведке и
,

в случае их успешности
,

обеспечит достаточно высокий
уровень рентабельности вов
лекаемых в разработку ресурсов.

Список используемых источников

1

Бурштар М.С. Геология нефтяных и газовых месторождений
Северного

Кавказа. М.: Недра, 1966. 424 с.

2

Сова В.Э., Сова Э.В., Титоров М.Ю. Петрофизическая модель
насыщения глинистых коллекторов Журавско
-
Воробьевской зоны
нефтегазонакопления Ставропольского края // Нефтегазовое дело
.

2016.


3. С. 31
-
39.

60


© Элект
ронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

3

Crain’s Petrophysical

Handbook: [сайт]. URL:
https://www.spec2000.net/01
-
index.htm (дата обращения:
01.03.2017
).

4

Log Interpretation Principles & Applications / Schlumberger Educational
Services.

1991
.

241 p.


5

Stankiew
icz A.
(2011)
Basic Petroleum Geochemistry for Source Rock
Evaluation

Oilfield Review

Summer

Schlumberger.
no
.

2
,

pp
. 32
-
43.

6

Перспективы поисков скоплений УВ в сланцевых низкопроницаемых
толщах хадумской свиты Предкавказья

/Керимов В.Ю., Яндарбиев Н.Ш.,
М
устаев Р.Н., Дмитриевский С.С.
//
Фундаментальный базис и
инновационные технологии поисков, разведки и разраб
отки
месторождений нефти и газа : тез
.

докл
.

XX1 Губкинских чтений

(
24
-
25
марта 2016 г.
). М.: РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2016.
С.

69
-
76.


Re
ferences

1

Burshtar M.S. Geologija neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij Severnogo
Kavkaza.
M.: Nedra, 1966. 424 s. [in Russian].

2

nasyshhenija glinistyh kollektorov Zhuravsko
-
Vorob'evskoj zony
neft
egazonakoplenija Stavropol'skogo kraja // Neftegazovoe delo. 2016. № 3.
S.

31
-
39. [in Russian].

3

Crain’s Petrophysical Handbook: [sajt]. URL:
https://www.spec2000.net/01
-
index.htm (data obrashhenija: 01.03.2017).

4

Log Interpretation Principles & Application
s / Schlumberger Educational
Services. 1991. 241 p.

5

Stankiewicz A. (2011) Basic Petroleum Geochemistry for Source Rock
Evaluation Oilfield Review Summer Schlumberger. no. 2, pp. 32
-
43.

61


© Элект
ронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2017. №1

http://ogbus.ru

6

Perspekt
ivy poiskov skoplenij UV v slancevyh nizkopronicaemyh
tolshhah hadumskoj svity Predkavkaz'ja /Kerimov V.Ju., Jandarbiev N.Sh.,
Mustaev R.N., Dmitrievskij S.S. // Fundamental'nyj bazis i innovacionnye
tehnologii poiskov, razvedki i razrabotki mestorozhdenij

nefti i gaza : tez. dokl.
XX1 Gubkinskih chtenij (24
-
25 marta 2016 g.). M.: RGU nefti i gaza im.I.M.
Gubkina, 2016. S. 69
-
76. [in Russian].

Сведения

об

авторах

About

the

authors

Сова

В.Э.

директор,
ООО «Кероген»
,
Ставрополь, Российская
Федерация

V.E.

Sov
a
, Chief Executive Officer,

Kerogen


Limited
,
Stavropol, Russian
Federation

e
-
mail:
[email protected]


Сова

Э.В.

главный эксперт
-
консультант
,
ООО «Кероген»
,
Ставрополь,
Российская Федерация

E.V.

Sova
, Chief Consultant
,

Kerogen


Limited
,
Stavropol, Russi
an
Federation

e
-
mail
:
[email protected]


Приложенные файлы

  • pdf 7787479
    Размер файла: 1 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий