Продуктивность палеоценовых отложений в Северском районе Краснодарского края
В.Е. ОРЕЛ, М.В. ФЕЙГИН
В 1947-1948 гг. работами сейсмической партии под руководством Н.Г. Романюка и Е.В. Паниной в районе станиц Ново-Дмитриевской и Калужской были выявлены две глубоко погребенные структуры, названные по имени указанных станиц.
Глубоким разведочным бурением было подтверждено наличие этих структур и установлено, что антиклинальные складки Ново-Дмитриевская и Калужская лежат на одной тектонической линии и разобщены ундуляционным прогибом.
Эти структуры приурочены к зоне погребенной складчатости южного борта Азово-Кубанской впадины. Плиоценовые отложения залегают моноклинально с падением на север под углом 5°. Более древние отложения имеют антиклинальный перегиб, причем углы падения на крыльях антиклиналей увеличиваются с глубиной. Как Ново- Дмитриевская, так и Калужская складки асимметричны, имеют более пологие южные (углы падения 5-6°) и крутые северные крылья (до 22° в пределах Майкопа). Обе структуры осложнены рядом тектонических нарушений типа сбросов с амплитудами 50-100 м, имеющих субмеридиональное направление (рис. 2).
В майкопских отложениях промышленно-нефтеносными оказались два песчаных горизонта, представляющие собой продолжение на запад широко известных заливообразных залежей Нефтегорско-Хадыженской группы. Эти залежи в виде многочисленных заливов располагаются по северным крыльям Ново-Дмитриевского и Калужского поднятий и имеют общую гидродинамическую систему.
Основным эксплуатационным объектом в пределах Ново-Дмитриевской структуры является пластовая залежь нефти, приуроченная к кумскому горизонту, представленному частым чередованием алевролито-песчаных прослоев с глинами. Характерной особенностью этой залежи является значительное превышение (на 19-22%) пластового давления над гидростатическим, что может быть объяснено запечатанностью гидродинамической системы кумского горизонта в конечный период формирования структуры.
На Калужской площади, расположенной восточнее Ново-Дмитриевской, наблюдается резкое ухудшение коллекторских свойств кумского горизонта, связанное с фациальным замещением алевролито-песчанистых прослоев глинами.
В конце 1955 г. были начаты разведочные работы по выявлению нефтеносности нижнеэоценовых и палеоценовых отложений на Ново-Дмитриевской и Калужской площадях. Эти отложения, по естественным выходам от поселка Горячий Ключ на востоке до станицы Азовской на западе, представлены частым чередованием алевролитовых и глинистых прослоев флишевого характера (рис. 1).
В течение 1956 г. были закончены бурением две разведочные скважины: скв. 115 на Калужской площади и скв. 26 на Ново-Дмитриевской площади. Обе скважины были заложены в сводовых частях указанных структур.
Скв. 115 была остановлена бурением при глубине забоя 2688 м в верхах ильской свиты верхнего палеоцена. До проектной глубины 2900 м скважина не доведена из-за сильных обвалов и катастрофических поглощений глинистого раствора в эоценовых и палеоценовых отложениях. Ниже ранее разведанного кумского горизонта скважиной вскрыто две песчаных пачки. Одна в зыбзенской свите мощностью 60 м, представленная переслаиванием песков и песчаников мощностью до 10 м с глинами, вторая пачка (34 м) залегает в кровле ильской свиты верхнего палеоцена и представлена также чередованием песков и песчаников с глинами.
При опробовании песчаного горизонта в ильской свите в интервале 2660-2656 м был получен приток минерализованной воды с дебитом 8 м3 в сутки. Затем был опробован зыбзенский песчаный горизонт в интервале 2617-2611 м. Из этого интервала получили приток газа 300 тыс. м3 и конденсата до 30 м3 в сутки через 8-мм штуцер.
Были произведены анализы отобранных проб газа и конденсата, которые приводятся в табл. 1 и 2.
Из анализов видно, что газ по содержанию углеводородных компонентов сходен с газом нефтяных залежей, а конденсат по своему удельному весу близок к некоторым нефтям легкого типа.
Данные анализов дают основание предполагать, что скв. 115 вскрыла газовую шапку газо-нефтяной залежи.
Скв. 26, заложенная в сводовой части Ново-Дмитриевской структуры, пробурена до глубины 3067 м и остановлена в отложениях свиты Горячего Ключа. Ниже кумского горизонта скважиной вскрыто три продуктивных горизонта, представленных чередованием песчаных и глинистых прослоев. Первая пачка (горизонт) залегает на глубине 2730-2810 м и относится к зыбзенской свите нижнего эоцена. По данным электрометрических работ и кернового материала эта пачка характеризуется как газонефтяная. Вторая пачка залегает в интервале 2875- 2920 м и относится к ильской свите верхнего палеоцена. Эта пачка также продуктивна. Третья пачка залегает на глубине 2950-3060 м и относится к свите Горячего Ключа.
При кратковременном опробовании нижнего песчано-глинистого горизонта в интервале 3031-3025 м получен мощный фонтан газа с дебитом около 500 тыс. м3 в сутки через 7-мм штуцер. Была отобрана проба газа, анализ которого приводится в табл. 3.
При работе скважины отмечалось значительное выделение конденсата, дебит которого замерить не удалось.
Результаты, полученные в скв. 115 и скв. 26, расширили перспективы нефтегазоносности палеоценового комплекса пород на площадях Восточно-Северской, Смоленской, Восточно-Калужской, Пензенской, Ключевой и других площадях.
На примере разведки Калужского и Ново-Дмитриевского месторождений можно наглядно видеть недостатки применявшейся методики разведки. В течение 7 лет разведочные работы направлялись на выявление нефтеносности и оконтуривание залежей нефти в кумском горизонте и майкопских отложениях. В то же время, комплекс пород палеоценовых отложений, в разрезе которых предполагается наличие не менее 8 песчаных горизонтов, до настоящего времени остается не разведанным. К сожалению, такая методика применялась при разведке большинства нефтяных месторождений Кубани.
Из изложенного выше следует, что при разведке нефтяных месторождений проводку первых разведочных скважин необходимо вести на технически максимально доступную глубину. Это позволит полнее осветить газонефтеносность месторождения, выбрать наиболее рациональную систему разработки и значительно сократить капиталовложения на эксплуатационное бурение.
Таблица 1 Анализ газа удельным весом 0,641.
|
Компоненты |
в объемных % |
в весовых % |
|
Углекислота |
1,9 |
4,49 |
|
Азот |
1,1 |
1,66 |
|
Метан |
91,21 |
78,43 |
|
Этан |
3,03 |
4,89 |
|
Пропан |
0,11 |
0,26 |
|
Бутан и изобутан |
0,45 |
1,40 |
|
Питан и высшие углеводороды |
2,20 |
8,87 |
Анализ конденсата
|
Удельный вес |
0,777 |
|
Вязкость |
0,02 стокса |
|
Смолы |
нет |
|
Вспышка |
-4 °С |
|
Начало кипения |
60° |
|
При t° |
Фракционный состав |
||||||||
|
70° |
100° |
130° |
160° |
190° |
220° |
250° |
280° |
290° |
|
|
% содержания |
4 |
21,6 |
52,6 |
66,6 |
76 |
82 |
88 |
94 |
96 |
|
Компоненты |
в объемных % |
в весовых % |
|
Углекислота |
1,8 |
4,65 |
|
Метан |
96,28 |
90,51 |
|
Этан |
1,27 |
2,24 |
|
Пропан |
0,15 |
0,40 |
|
Бутан и изобутан |
Следы |
Следы |
|
Пентан и высшие углеводороды |
0,5 |
2,20 |
Рис. 1. Геологический профиль через Ново-Дмитриевскую структуру.
Свиты: 1 - Горячего Ключа; 2 - ильская; 3 - зыбзенская; 4 - кутаисская; 5- калужская; 6 - хадыженская; 7 - кумская; 8 - белоглинская. Слои: 9 - майкопские; 10 - чокракские.
Рис. 2. Структурная карта Восточно-Северской, Ново-Дмитриевской и Калужской площадей.
1 - разведочные скважины на палеоценовые отложения; 2 - изогипсы кровли белоглинской свиты. Площади; I-Восточно-Северская; II - Ново-Дмитриевская; III- Калужская.