Состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения Краснодарского края

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    274,83 Кб
  • Опубликовано:
    2015-10-12
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения Краснодарского края

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра региональной и морской геологии




ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА

Состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения Краснодарского края


Работу выполнила А.А. Типикина

Научный руководитель,

ст. преподаватель Л.Г. Григорьева






Краснодар 2015

РЕФЕРАТ

ТИПИКИНА А.А. (выпускная квалификационная работа бакалавра) Состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения Краснодарского края, 68 стр. текста, 5 рис., 7 табл., 12 источников, 1 приложение.

АХТЫРСКО-БУГУНДЫРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ, ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ, СОСТАВ, СВОЙСТВА.

Квалификационная работа бакалавра включает в себя введение, основную часть, состоящую из 3-х глав, заключение, список используемых источников.

В работе рассмотрены геологическое строение, нефтегазоносность, состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

. Общие сведения о месторождении

. Геолого-физическая характеристика месторождения

.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

.3 Нефтегазоносность

.4 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия. Характеристика режима водонапорного бассейна

.5 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

.6 История геолого-геофизической изученности

Свойства и состав пластовых флюидов

.1 Свойства нефти и газа

.1.1 Тяжелые нефти

.1.2 Легкие нефти

.2 Свойства пластовых вод

Заключение

Список использованных источников


ВВЕДЕНИЕ

Физические характеристики нефти в пластовых условиях необходимо знать при подсчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений, выборе техники и технологии для извлечения нефти из пласта.

Объект исследования - пластовые флюиды Ахтырско-Бугундырского месторождения.

Предмет - характеристика состава и свойств пластовых флюидов.

Цель работы - изучение состава и свойств пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения.

Задачи, решаемые для достижения цели:

сбор и обобщение геолого-геофизической информации по геологическому строению;

сравнение химического состава;

сравнение свойств пластовых флюидов

Методы применяемые при исследовании - аналитический, метод аналогий, лабораторные исследования, гидродинамические.

Средства - ПК, програмный комплекс Microsoft Office.

. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Ахтырско-Бугундырское газонефтяное месторождение расположено в предгорье северо-западного погружения Главного Кавказского хребта в пределах Абинского района Краснодарского края, в 75-80 км к западу от г. Краснодара (рисунок 1).

Рисунок 1- Обзорная схема района месторождения (Дердуга В.С., 2011)

Целая сеть гравийных и асфальтированных дорог связывает месторождение с другими промысловыми площадями и магистральным асфальтированным шоссе Краснодар-Новороссийск. Параллельно шоссейной дороге проходит железнодорожная линия Краснодар-Новороссийск. Ближайшей станцией является станция Линейная.

В непосредственной близости к месторождению расположен поселок Ахтырский, в котором базируется нефтегазодобывающее предприятие, осуществляющее разработку месторождения.

Нефть транспортируется по магистральному нефтепроводу, а также по железной дороге.

Месторождение расположено в переходной зоне от предгорий северного склона Кавказского хребта к Прикубанской низменности и характеризуется высотными отметками от +40 до +100 м. Рельеф площади представляет собой пологую, слабо всхолмленную равнину [10].

Площадь изрезана системой небольших балок. Протекающие реки Ахтырь - на востоке и Бугундырь - на западе берут свое начало в горах и впадают в реку Кубань, в летнее время частично или полностью пересыхают. В связи с этим, потребность в воде для технических и бытовых нужд, удовлетворяется за счет воды из артезианских скважин, эксплуатирующих песчаные пачки киммерийского яруса и краснодарских слоев.

Климат умеренный, определяется близостью теплого Черного моря. Среднегодовая температура +12°С. Зимние морозы достигают иногда -32°С, летняя жара - +40°С [5].

Количество выпадаемых осадков колеблется в пределах 500-700 мм; при этом наибольшее количество их падает на весеннее и осеннее время, характеризующееся сильными ветрами северо-восточного и юго-западного направления. Лето жаркое и сухое. Зимнее время характеризуется резкими изменениями температуры в небольшие промежутки времени, что очень часто приводит к образованию гололедицы.

Климат района благоприятен для развития земледелия.

Основная часть населения района занята в нефтяной промышленности и сельском хозяйстве.

. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В строении Ахтырско-Бугундырского месторождения принимают участие меловые, палеогеновые и неогеновые отложения. Верхнемеловые и палеогеновые отложения в объеме палеоцена и эоцена слагают нижний структурный этаж, а олигоцен и отложения неогена - верхний структурный этаж.

На южном крыле антиклинали породы палеогена залегают в нормальной, а на северном крыле в обратной последовательности.

В разрезе палеогена выделяются палеоценовые (свита цице, горячего ключа, ильская) и эоценовые (зыбзинская, кутаисская, калужская, хадыженская, кумская и белоглинская свиты) отложения. В разрезе олигоцена - нижнего миоцена выделяется майкопская серия, среднего и верхнего миоцена - чокракский, караганский, сарматский и меотический ярусы) (приложение А) [11].

Меловая система

Верхний отдел

Отложения представлены в основном известняками с тонкими прослоями зеленоватых мергелей, иногда алевролитами, глинами. Общая толщина отложений достигает 300 м.

Палеогеновая система

Палеоценовый отдел

Палеоценовые отложения представлены в объеме свиты цице (эльбурган) на южном крыле, и в объеме свит цице, горячего ключа и ильской (в обратном залегании) - на северном.

Свита цице

Свита цице в нижней (базальной) части, залегающей на отложениях верхнего мела представлена чередованием алевролитов и глин с редкими прослоями карбонатов. Толщина нижней части составляет 50-100 м. Эта толща соответствует горизонту тяжелой нефти IV-т.

Верхняя часть свиты представлена флишевыми отложениями в виде ритмичного чередования известковистых песчаников и алевролитов с аргиллитами и мергелями. Общая толщина верхней части свиты составляет 500 м. Примерно в середине флишевых отложений залегает пачка песчаников и алевролитов, состоящая из двух пластов, разделенных небольшим прослоем аргиллитов. Толщина этой пачки составляет 25 м.

Свита выражена на электрокаротажных диаграммах характерной кривой сопротивлений и является хорошим маркирующим горизонтом.

Песчаники обычно плотные, мелкозернистые и среднезернистые, реже грубозернистые (в основании пластов), чаше всего ровнослойчатые, реже косослойчатые, переходящие кверху в алевролиты. Толщина их колеблется от немногих сантиметров до метра и более. Песчаники начинают собою флишевые ритмы (многослои). Выше в ритмах следуют вторые элементы (второй наслой флишевого многослоя), представленные в низах свиты зеленовато-серыми мергелями, а в верхней части свиты известковистыми, слегка окремнелыми зеленоватыми аргиллитами. Окремнение увеличивается к верхам свиты и в верхней трети ее появляются породы, которые можно назвать опоковидными или даже опоками. Эти породы обладают алевритоморфной структурой, очень легкие и окрашены в сизые и палевые бледные тона. Они образуют пачки до нескольких метров толщиной.

Свита горячего ключа

Свита горячего ключа подразделяется на четыре подсвиты - шибик, псекупскую, балки кипячей и ахтырскую. Все подсвиты представлены флишевыми отложениями в виде тонкого ритмичного чередования алевролитов, в той или иной степени уплотненных или известковистых, с глинами (аргиллитами) различного цвета и различной известковистости. Каждой подсвите соответствует характерная ассоциация фораминифер.

Нижняя часть свиты горячего ключа (подсвита шибик) представляет собою флишевое чередование алевролитов, чаще всего плотных и известковистых (есть и более рыхлые неизвестковистые разности), серых, ровно и косослойчатых, реже плойчатых (тонкополосчатых) за счет тончайшего переслаивания алевролитов и глин (глин темно-серых, вскипающих с кислотой, тощих, слюдистых, иногда с мелкими линзочками алевролитового материала и глин более жирных, фукоцидных, темно-зеленых, неизвестковистых. Общая толщина подсвиты шибик составляет 68 м.

Псекупская подсвита представлена флишевым чередованием алевролитов и глин. Алевролиты (первые элементы флишевых многослоев) большей частью неизвестковистые, сравнительно рыхлые (но есть и плотные разности), светло-серые, ровнослойчатые, косослойчатые и плойчатые, в среднем от 5 до 30 см толщины. Очень редко пласты алевролитов достигают толщины более метра. Величина зерна в каждом пласте закономерно убывает снизу вверх. Алевролиты плохо отсортированы и содержат большую примесь глинистых и песчаных частиц.

Вторые элементы ритмов (флишевых многослоев) выражены слюдистыми темно-серыми, почти черными (при выветривании несколько светлеющими), неизвестковистыми, плотными глинами.

Третьи элементы флишевых многослоев представлены зелеными жирными фукоидными, неизвестковистыми глинами. Общая толщина псекупской подсвиты составляет 367 м.

Подсвита балки Кипячей выражена ритмичным чередованием ровнослойчатых и бестекстурных, реже косослойчатых и плойчатых, сравнительно плотных, иногда вскипающих с кислотой алевролитов (первый элемент флишевого многослоя), светло-зеленых и серовато-зеленых, слабо известковистых тощих глин (вторые элементы многослоя) и зеленых неизвестковистых фукоидных жирных глин (третьи элементы многослоев). Кверху количество и толщина алевролитов уменьшается. Заканчивается свита пачкой зеленых неизвестковистых глин с конкрециями и линзами сидерита (анкерита). В подсвите балки Кипячей найдены: Rhabdamminasp., Ammodiscusincertus (d’Orb), Glomospiracharoides (ParkeretJones) и другие. Общая толщина подсвиты балки кипячей составляет 200 м.

Ахтырская подсвита представляет собою ритмичное чередование алевролитов и глин. Алевролиты и мелкозернистые песчаники (первые элементы многослоя) неизвестковистые, серые, ровнослойчатые и плойчатые, реже косослойчатые и бестекстурные. В нижней части подсвиты до 3-4 метров толщиной (так называемая, «большая пика») мелкозернистый песчаник, содержащий включения глин в средней части пласта. В верхней части подсвиты - более плотные породы, не превышающие немногих десятков сантиметров толщиной.

Вторые элементы многослоя представлены темно-зеленовато-серыми, сравнительно тонкими, неизвестковистыми, неяснослоистыми глинами, напоминающими глины низов свиты горячего ключа. В нижней части подсвиты они содержат многочисленные мелкие линзочки алевритового материала, придающие глинам характерный пятнистый вид. Выше по разрезу таких линзочек меньше.

Третьими элементами многослоя служат зеленые неизвестковистые жирные глины. Кроме перечисленных пород изредка встречаются тонкие прослои грубозернистых песчаников и микроконгломератов.

В ахтырской подсвите встречена следующая фауна: Rhabdomminasp., Rhisamminasp., Glomospiracharoides (ParkeretJones), Textulariaagglutinansd’Orb, HaplophraguoidestenuisCushman и другие. Общая толщина ахтырской подсвиты составляет 470 м.

Подсвите шибик соответствует продуктивный горизонт легкой нефти I, псекупской подсвите - горизонты II, III, IIIа и нижняя часть IV, подсвите балки кипячей - верхняя часть IV горизонта и ахтырской подсвите - V горизонт.

Ильская свита

Ильская свита также представлена флишевыми отложениями. Уже в ахтырской подсвите наряду с алевролитами появляются мелкозернистые песчаники. В ильской свите их отмечается еще больше. Для ильской свиты характерна светлая окраска глин и наличие нескольких крупных подводно-оползневых зон и горизонтов с включениями более древних пород.

Представлена ильская свита чередованием ритмично построенных песчано-глинистых пачек и горизонтов с включениями, число которых достигает трех. Ритмы в песчано-глинистых пачках построены следующим образом: первые элементы представлены песчаниками и реже алевролитами косослойчатыми, плойчатыми и иногда ровнослойчатыми, серыми, неизвестковистыми, различной степени плотности. В среднем толщина их выражается величинами в несколько дециметров. Очень редко, главным образом в верхах свиты, они достигают метра и более.

Для песчаников и алевролитов ильской свиты характерно наличие флишевой скульптуры на нижних поверхностях напластования. Вторые элементы слоев составляют светлые, серо-зеленые и зеленовато-серые плотные, неизвестковистые, слегка песчанистые глины, плотные.

Третьими элементами являются мягкие зеленые неизвестковистые жирные фукоидные глины, обычно небольшой толщины. Толщины слоев колеблются в пределах от немногих сантиметров до метра и более.

Горизонты с включениями имеют подводно-оползневый характер. Их насчитывается три: один в подошве, другой в кровле и третий в верхней половине свиты. Интенсивно плойчатые разнозернистые темные алевролиты содержат многочисленные включения пород той же свиты и более древних - палеогеновых и мезозойских, вплоть до нижнемеловых, а возможно, и юрских. Величина включений достигает двух метров в поперечнике.

В ильской свите встречена сравнительно богатая фауна, перечень которой приводится ниже: Rhabdamminacylinnarica (Glaseener), Rhisamminainnivica (H.B.Brady), Ammodiscusincertus (d’Orb), Glomospiracharoides (ParkeretJonce), Trochamminsidescoronatns (H.E.Brady), Spiroplectamminarosula (Ehrenberg) и другие, рыбьи остатки, радиолярии, острокоды, спинулы губок, иглы морских ежей. Встречаются также и переотложенные меловые формы.

К ильской свите приурочены продуктивный горизонт VI и нижняя часть VII.

Эоценовые отдел (фораминиферовые слои)

Фораминиферовые слои на Западной Кубани подразделяются на шесть свит, описание которых приводится ниже.

Зыбзинская свита

Зыбзинская свита представлена мергельным флишем в виде чередования песчаников, алевролитов, мергельных глин и неизвестковистых глин.

Представлена зыбзинская свита типичным флишевым чередованием гравелитов, песчаников, алевролитов, мергелей (мергельных глин) и глин. Гравелиты обычно плотные с массой глинистой галечки.

Алевролиты и песчаники светлые, карбонатные, плотные, реже более или менее рыхлые, как ровнослойчатые и бестекстурные, так и плойчатые. Толщина пластов алевролитов и песчаников достигают 20-30 (редко больше) сантиметров.

Мергели и мергельные глины (второй элемент многослоя) светло-зеленые, неяснослоистые с некоторой примесью алевритового материала.

Наконец, третьи элементы флишевых многослоев представлены светло-зелеными, жирными, неизвестковистыми глинами.

В мергелях и глинах встречены: RhabdamminacyliandricaGlaczsner, Globigerina triloculinoides Plummer, Acarininacrassaformis (Galloway et Wissler), GloborotalialensiformisSubb., (Gl. NartanensisSchutz).

Толщина свиты 65 м. Зыбзинской свите соответствует верхняя часть VII продуктивного горизонта.

Кутаисская свита

Кутаисская свита представлена однообразной толщей светло-зеленых мергельных глин с редкими и тонкими прослоечками светлых мучнистых алевролитов и алевропелитов.

В кутаисской свите встречена следующая фауна: RhabdamminacyliandricaGlaczsner, EponidetrumpylNuttall, Globigerinellamiora (Cole), Globorotaliavelascoensis (Cushman) и другие. Радиолярии, лепешковидные неизвестковистые образования, спикулы губок, рыбные остатки.

Глины кутаисской свиты характеризуются сопротивлением 2-2,5 омм. Сопротивление отдельных алевролитовых прослоев не превышает 4-5 омм с соответствующими аномалиями ПС до 7-10 мв.

Толщина ее не превышает 80-100 м.

Калужская свита

Калужская свита вскрыта десятью скважинами, представлена толщей грязнозеленых бесструктурных алевролитов и алевропелитов неизвестковистых или слабо известковистых.

В алевропелитах часто встречаются обломки раковин моллюсков и крупные корненожки, видные простым глазом (главным образом Nodosariapl.sp., реже Cristelaria). В калужской свите встречены следующие формы: Ammodiscusincertus, AmphimorphinacaucasicaGlassener, Acarininacrassaformis (GallowayetWiseler) и другие, радиолярии, спикулы губок.

Калужские глины характеризуются большим до 3,5-4 омм сопротивлением и слабо дифференцированной кривой ПС. Видимая толщина калужской свиты - немногие десятки метров. Калужской свите соответствует VIII горизонт.

Хадыженская свита

Хадыженская свита встречена в семи скважинах и изучена недостаточно. Представлена зелеными песчано-слюдистыми, известковистыми, плотными глинами и светло-зелеными мергелями с примесью алевритового материала, переполненными фораминиферами RhabdamminacyliandricaGlaczsner, Globigerinoidesconglobatus (H.B.Brady), AcarininapentacamerataSubb., AcarininarotundimarginataSubb., Acarininacrassaforsis (GallowayetWissler) и др.

Хадыженская свита почти не дифференцирована по электрическим свойствам.

Сопротивление глины хадыженской свиты достигает 3-3,5 омм без заметных аномалий ПС. Толщина свиты составляет около 80 м.

Кумская свита

Кумская свита вскрыта в нижней части подвернутого крыла складки шестью скважинами. Литология и толщины свиты недостаточно изучены.

Представлена толщей однообразного переслаивания глин и алевролитов. Глины зеленовато-серые, зеленые, серовато-зеленые, оливковые, равной степени плотности, большей частью тощие (но есть и жирные разности), вскипающие с кислотой, реже неизвестковистые. Алевролиты большей частью серые и оливково-серые, неизвестковистые, бестекстурные и ровнослойчатые. Реже встречаются плойчатые разности алевролитов. Они плохо отсортированы и содержат значительную примесь глинистых частиц. Известковистость их также проявляется довольно редко.

Встречаются изредка прослои серых тощих мергелей, чаще отмечаются пласты глинистой брекчии небольшой толщины. В низах свиты развитие получают темно-серые, почти черные, неизвестковистые жирные глины и светло-коричневые мергели с рыбьей чешуей обычного кумского типа.

В породах кумской свиты встречена следующая фауна: Ammodiscusincertus (d’Orb), Globigerinabulloidesd’Orb, GlobigerinatriloculinoidesPlummer, радиолярии, спикулы губок, рыбьи остатки. Наибольшим распространением пользуются радиолярии, рыбьи остатки и спикулы губок, встречающиеся в изобилии почти в каждом из промытых образцов. Планктонные формы, имеющие небольшие размеры, встречаются спорадически.

Геофизическая характеристика разреза сходна с характеристикой соответствующего разреза Холмской площади.

Породы, слагающие кумскую свиту, сильно дифференцированы по электрическим свойствам, сопротивление алевролитов равно 15-20 омм с соответствующими отрицательными аномалиями ПС от 5 до 50 мв. Сопротивление глинистых прослоев изменяется от 2,5 до 5 омм. По кривой ПС верхняя часть разреза почти не дифференцирована.

Кумская свита в районе скважины № 790 содержит залежь легкой нефти.

Белоглинская свита

Белоглинская свита керном не охарактеризована, но ее присутствие в разрезе месторождения не исключается. Толщина ее неизвестна.

По соседним площадям белоглинская свита представлена мергелями и мергельными известняками светлыми, в верхах почти белыми, ниже по разрезу со светло-зеленым и светло-голубоватым оттенком.

В средней части мергели и мергельные известняки окрашены в более густые тона - кирпично-красных, светло-коричневый и оливково-коричневый.

В самых нижних горизонтах белоглинской свиты встречаются мелкие включения (до 2 см в поперечнике) темных глин и коричневых алевропелитов, а также тонкие прослои плотных оливковых алевролитов. Скопления фораминифер довольно крупных, видных простым глазом, обычно для всей свиты. Иногда эти скопления носят характер линзовидно залегающих известняков.

В белоглинской свите встречена следующая фауна: Ammodiscusincertus (d’Orb), NonioncurviseptusSubb., BolivinaadvenaCushman, Bolivinaexgraenariensis (Costa), GlobigerinadubiaEgger и другие.

Мергели и мергельные глины белоглинской свиты характеризуются по сравнению с вышележащими майкопскими и нижележащими кумскими глинами повышенными значениями сопротивлений, которые достигают 5-8 омм, а иногда 12-18 омм. Кривая ПС почти не дифференцирована. Аномалии ПС отдельных алевролитовых пластов не превышают 3-5 м.

Неогеновая система

Олигоцен-миоценовые отделы

Майкопские слои

Майкопские слои находятся уже в нормальном залегании и перекрывают опрокинутую толщу палеогеновых отложений с большим угловым несогласием.

В самой нижней части майкопских слоев залегают крупные глыбы пород свиты горячего ключа под разными углами. Толщина этой переходной зоны - 10 м.

Выше следует конгломерат (брекчия), состоящий исключительно из пород свиты горячего ключа, и содержащий большое количество глинистой гальки. Толщина этой пачки равна 22 м.

Выше залегает конгломерат, состоящий исключительно из пород свиты цице. Толщина конгломерата - 46 м.

Далее следует глинистая толща с прослоями алевролитов. Толщина глинистой пачки колеблется от 30 до 90-100 м.

Миоценовые отложения

Разрез миоцена представлен горизонтами чокрака, карагана, сармата и меотиса. Тарханский горизонт и конкские слои выделить не удалось.

Миоцен залегает моноклинально с падением слоев на север. В этом же направлении увеличиваются толщины его подразделений.

Чокракский горизонт

Чокракские отложения вскрыты не всеми скважинами, т.к. линия их распространения на юге проходит примерно по середине площади. Их распространение в южном направлении шире, чем нижележащих - майкопских слоев.

Чокрак представлен серией серых мягких неяснослоистых известковистых глин с небольшой примесью алевритового материала и темно-серых неизвестковистых жирных глин с прослоями более плотных мергельных глин и плотных доломитизированных мергелей и известняков.

Глины серые и темно-серые, слоистые, известковистые, с присыпками и тонкими

(до 3-5 см) прослоями рыхлых алевритов и мелкозернистых песков. Пески и алевриты почти всегда содержат в разных количествах раковинный детрит.

Толщина чокрака увеличивается в северном направлении до 40 м.

Караганский горизонт

Караганские отложения в силу трансгрессивного налегания, распространены в южном направлении шире, чем чокракские.

Отложения представлены глинами серыми и темно-серыми с примесью алевритового материала, чаще известковистыми, нежели неизвестковистыми с частыми прослоечками и линзочками алевритового или известкового вещества по напластованию. Встречаются также прослои доломитизированных мергелей.

Толщина караганских отложений до 170 м.

Сарматский ярус

Сарматские отложения распространены несколько шире к югу, чем караганские.

Сложены известковистыми глинами с небольшой примесью алевритового материала, а иногда и с тонкими прослоечками. Среди глин встречаются пласты плотных доломитизированных мергелей. Отмечаются пласты глинистой брекчии, которые в южном направлении увеличиваются в числе и толщине, развиваясь в горизонт, который на Ахтырском участке является продуктивным (III-т).

Сарматские отложения в значительной степени дифференцированы по кривой КС и очень слабо по кривой ПС. Сопротивление сарматских глин достигает 4 омм.

Общая толщина сармата доходит в самых северных разрезах до 230 м.

Меотический ярус

Меотические отложения залегают трансгрессивно на более древних (от сармата до верхнего мела) и их распространение к югу более широкое. В основании меотиса почти повсеместно наблюдается конгломерат, в самой южной полосе распространения сливающийся с глинистой брекчией сарматского возраста. Меотический конгломерат состоит преимущественно из кусков глин. Встречаются и куски мергелей, песчаников и известняков.

На юге отмечены и внутриформационные брекчии и конгломераты. В северном направлении базальный конгломерат уменьшается в толщине. Выше конгломерата располагаются известковистые глины.

Толщина меотических отложений на севере доходит до 200 м.

Базальный конгломерат соответствует продуктивному горизонту тяжелой нефти II-т.

Плиоценовые отдел

Понтический ярус

Понтические отложения трансгрессивно перекрывают все другие геологические образования и развиты повсеместно (во всяком случае верхний понт).

Некоторые геологи разделяют понт на три отдела. Нижний отдел представлен глинами известковистыми с примесью алевритового материала иногда с конгломератом или песчаником в основании. Примерно в 15 м от основания залегает пачка неизвестковистых глин, хорошо отбивающаяся на электрокаротажных диаграммах характерным минимумом на кривой сопротивлений, которая называется «понтическим репером». Толщина нижнего отдела достигает 70 м.

Средний отдел выражен переслаиванием глин, глинистых ракушняков, детритусовых алевролитов и песчаников. Толщина среднего отдела доходит до 50 м. Отложения среднего отдела соответствуют продуктивному горизонту тяжелой нефти I-т.

Верхний отдел представлен толщей светло-серых сильно известковистых глин со значительной примесью песчано-алевритового материала.

Толщина отдела от 100 до 250 м.

Киммерийский ярус

Киммерийские отложения принято делить на три отдела, из которых самый нижний - азовский - удается выделить далеко не всюду в виду его малой толщины. Поэтому киммерийские отложения в пределах изучаемого района делятся на две части - рудные и надрудные слои.

Рудные слои представлены рыхлыми мелкозернистыми песчаникам и алевролитами серыми, глинистыми и песчаниками более плотными темно-красными и коричневато-красными. Толщина рудных слоев не превышает 130 м.

Надрудные слои трансгрессивно перекрывают как рудные, так и верхнепонтические. Представлены они преимущественно желтовато-серыми, охристыми песками и алевролитами с редкими прослоями железистых красновато-коричневых песков, переходящих в железистые песчаники. Толщина надрудных слоев около 270 м.

.2 Тектоника

Ахтырско-Бугундырское месторождение расположено в пределах южного борта Западно-Кубанского прогиба и относится к группе складок геосинклинального склона, особенностью которого является трансгрессивно-моноклинальное залегание миоценовых и олигоценовых пород верхнего структурного этажа с резким угловым несогласием на сильно дислоцированных более древних образованиях нижнего структурного этажа. Последние смяты в сложно построенные сильно нарушенные брахиантиклинальные складки [8].

Глубокоярская антиклинальная складка расположена в центральной части южного борта Азово-Кубанского (Кубано-Индольского) краевого прогиба (рисунок 2), находящегося на стыке двух крупных геоструктурных элементов: антиклинория Северо-Западного Кавказа и передового прогиба, которые претерпели в процессе своего развития подвижки противоположного знака. Подъем первого и глубокое погружение второго, начавшееся в предолигоценовое время и продолжавшееся до антропогена, оказали основное влияние на многообразие структур, осложняющих южный борт прогиба.

Рисунок 2 - Тектоническая схема района месторождения (Мочульский В.М.,2012)

По существующим представлениям антиклинальные складки центральной части южного борта Азово-Кубанского прогиба приурочены к двум антиклинальным поясам: Калужскому и Азовскому, разделенным между собой Григорьевской синклиналью. В состав Калужского пояса погребенных антиклинальных складок входят: Ключевая, Калужская, Ново-Дмитриевская, Восточно-Северская, Северо-Холмская и др. антиклинали. Азовский пояс расположен южнее, начинается в бассейне р. Псекупс и включает Колинскую, Азовскую, Холмскую, Глубокоярскую, Ахтырско-Бугундырскую, Украинскую, Северскую, Ильскую и другие погребенные антиклинальные складки.

Складки северного Калужского пояса отличаются более простым строением. Они имеют форму брахиантиклиналей с довольно пологими углами падения пластов на крыльях, осложненных поперечными сбросами небольшой амплитуды (рисунок 3).

Рисунок 3 - Геологический профиль через скважины 77В-479 (Никитенко В.В., 2014)

Складки Азовского антиклинального пояса имеют форму линейных складок и по сравнению с брахиантиклиналями Калужского пояса более сложно построены. Они, как правило, сильно деформированы, рассечены, в основном, продольными разрывами, а некоторые (Ахтырско-Бугундырская) даже опрокинуты к северу. Для Азовского антиклинального пояса характерным является четкое выделение двух структурных этажей. Нижний охватывает комплекс пород от мезозоя до эоцена (местами нижний и средний майкоп) включительно. Он интенсивно дислоцирован. В течение среднего и верхнего эоцена поднятие отдельных складок было настолько продолжительным и динамичным, что временами они выступали на поверхность и размывались. Верхний этаж залегает моноклинально, часто с базальными конгломератами в основании. Представлен он отложениями майкопа, миоцена и более молодыми (рисунок 4).

Рисунок 4 - Геологический профиль через скважины 13Б-770 (Никитенко В.В., 2014)

Продуктивные горизонты I-VII и кумский нижнего структурного этажа месторождения приурочены к северному подвернутому крылу брахиантиклинали, и запечатаны моноклинально залегающими отложениями миоцен-плиоцена и олигоцена верхнего структурного этажа. Сводовая часть и южное крыло складки полностью размыты. Поверхность размыва наклонена к северу под углом 40-60°.

Содержащиеся в подвернутом крыле продуктивные горизонты залегают в обратном порядке, т.е. самый верхний - I горизонт является наиболее древним.

Подвернутое крыло складки разбито многочисленными продольными разрывными нарушениями на отдельные блоки различных размеров. Амплитуда нарушений достигает 60-80 м.

Разрывные нарушения можно отнести, по крайней мере, к двум различным системам, отличающимся, как временем, так и причинами их образования. Наиболее древняя система разрывных нарушений возникла в результате проявления тангенциальных напряжений сжатия, вызвавших образование складок, их опрокидывание с последующим появлением разрывов различного вида. Одним из видов указанных дизъюнктивов является надвиг, выразившийся в надвигании южного крыла складки (покрова) на северное в сторону передового прогиба.

Наблюдаемое различие в величинах толщин горизонта IV-т в нормальном и обращенном залегании свидетельствует о том, что амплитуда надвигания довольно значительна.

Вторая система, по времени образования, является более молодой и обусловлена гравитационными усилиями, вызвавшими оползневые процессы в пределах крутых склонов положительных элементов палеорельефа. Нарушения оползневого характера расположены вблизи северной границы распространения продуктивных горизонтов (линии обрыва). В плане распространение их носит мозаичный характер. Отдельные оторвавшиеся глыбы переместились в северном направлении на значительные расстояния (до 450 м).

Наложение одной системы нарушений на другую чрезвычайно усложнило строение месторождения и отдельных его продуктивных горизонтов. Все это создало большие затруднения в процессе изучения строения месторождения, а именно - идентификацию отдельных нарушений при корреляции разрезов по скважинам, а также отнесение их к той или иной системе при структурных построениях.

Наиболее нарушенной является центральная часть месторождения (участок Бугундырь). Здесь отмечаются как продольные, так и поперечные разрывные нарушения. Среди нарушений отмечаются и сбросы и взбросы. Западная и восточная части месторождения менее нарушены. Поперечное нарушение, ограничивающее площадь Бугундырь с запада, выделено на основании перепада отметок кровли IV-т горизонта, а нарушение, ограничивающее площадь с востока проведено менее уверенно, только на основании различий в отметках водонефтяного контакта.

Размеры складки в пределах продуктивной площади составляют 10 х 1 км. Для Ахтырско-Бугундырской брахиантиклинали высота складки не определяется в силу ее опрокинутого положения и отсутствия сводовой части.

В основу методики изучения тектонического строения среднего и нижнего палеогена Ахтырско-Бугундырского месторождения положено представление о фациально-литологическом постоянстве осадков этой толщи (флиша), установленном данными бурения в пределах южного борта Западно-Кубанского прогиба от месторождения Зыбза-Глубокий Яр на востоке до Украинского - на западе.

Вышеуказанные особенности отложений палеогена послужили основанием для составления тематической партией 17/50 сводного типового разреза, в котором продуктивные горизонты представлены в типичных для Ахтырско-Бугундырского месторождения толщинах и электрокаротажной характеристики.

В процессе корреляции продуктивного разреза палеогеновых отложений путем сопоставления диаграмм стандартного каротажа скважин, как между собой, так и со сводным типовым разрезом, устанавливалось наличие разрывных нарушений (по пропуску слоев - сбросы, по повторению - взбросы), амплитуда которых превышает 4-5 м.

Поверхность размыва в каждой скважине определялась на глубине, где прекращается сопоставимость ее каротажного разреза со сводным типовым.

.3 Нефтегазоносность

К верхнему структурному этажу относятся залежи тяжелых нефтей - I-т в отложениях среднего понта, II-т - меотиса, III-т - сармата и майкопская залежь легкой нефти в отложениях нижнего миоцена-олигоцена [6].

Указанные залежи своими головными частями касаются (причленяются) непосредственно к эрозионной поверхности палеогеновых отложений, а II-т и III-т горизонты на отдельных участках объединяются между собой, а также и с залежью IV-т горизонта, выходящей на поверхность предмайкопского размыва (рисунок 5).

Все залежи верхнего структурного этажа относятся к литолого-стратиграфическому типу.

Во вскрытом разрезе палеогеновых (палеоцен-эоценовых) отложений, слагающих нижний структурный этаж месторождения, выделены (сверху вниз): горизонт тяжелой нефти - IV-т в базальных отложениях свиты цице нижнего палеоцена, горизонты легкой нефти I, II, III, IIIа, IV и V в отложениях свиты горячего ключа верхнего палеоцена, VI и нижняя часть VII в отложениях ильской свиты верхнего палеоцена, верхняя часть VII горизонта в отложениях зыбзинской свиты нижнего эоцена и кумский горизонт в верхнем эоцене [3].

Рисунок 5 - Скриншот рабочего окна программы Gocad. Объемная 3D модель северной части Ахтырско-Бугундырского месторождения, В-З

(Дердуга В.С., 2011)

Залежи нефти нижнего структурного этажа в своих головных частях, выходящих на поверхность предмайкопского размыва, запечатаны моноклинально залегающими породами миоцен-олигоценового возраста, поэтому, относятся к структурно-стратиграфическому типу. Все залежи приурочены к терригенным коллекторам.

Залежи тяжелых нефтей

Залежь I-т Понтического яруса (N1p)

Коллектора понтического яруса характеризуются ограниченной площадью распространения, что связано с резкой литологической изменчивостью.

Горизонт представлен переслаиванием глин с алевролитами и алевритами глинистыми детритусовыми, глинистыми песчаниками разнозернистыми с обилием обломков ракушек. В пределах нефтеносной части горизонта коллекторами являются конгломераты, приуроченные к прибрежной полосе распространения отложений среднего понта.

Залежь нефти литологически ограничена, расположена в центральной части месторождения - на участке Бугундырь в виде узкой полосы, вытянутой в широтном направлении на глубинах от 310 до 447 м.

Объект введен в разработку в 1950 г. Величина нефтенасыщенных толщин варьирует в пределах от 0 до 28 м.

Границами залежи с южной, западной и восточной сторон являются нулевые изопахиты нефтенасыщенных толщин (линия выклинивания коллектора), а с северной - внешний контур нефтеносности.

Размеры залежи составляют 550 х 3500 м. Этаж нефтеносности - 155 м. По данным опробования скважин ВНК в залежи принят на отметке - 365 м.

Залежи II-т Меотического горизонта (N1m)

В пределах меотического горизонта выделяется две гидродинамически обособленные залежи с различными отметками ВНК, одна на Ахтырском, а вторая на Бугундырском участке.

В подсчете запасов по состоянию изученности на 01.07.1957 г. запасы нефти по горизонту II-т подсчитаны только по Ахтырскому участку, расположенному в восточной части месторождения. В 1979-1981 гг. в оперативном порядке произведен подсчет запасов горизонта II-т на Бугундырском участке.

Залежи нефти горизонта II-т литологически ограничены, приурочены к участкам, где эльбурганский горизонт IV-т выходит на поверхность предмайкопского размыва на глубинах от 350 до 495 м (Бугундырь) и от 600 до 710 м (Ахтырский).

Горизонт представлен чередованием глин, слабо песчаных алевролитов и глинистых алевритов, реже детритусовыми песчаниками и возможно брекчией. Нефтенасыщенные толщины в залежи горизонта II-т, расположенной на участке Бугундырь варьируют в пределах от 0 до 31 м и на Ахтырском участке от 0 до 12 м. Залежь, расположенная на участке Бугундырь ограничена с южной, восточной и западной стороны нулевой изопахитой нефтенасыщенных толщин, с северной - внешним контуром нефтеносности. Объект введен в разработку в 1950 г.

В пределах Ахтырского участка границами залежи горизонта II-т с южной, восточной и западной сторон служит нулевая изопахита нефтенасыщенных толщин, а с северной - внешний контур нефтеносности.

Размеры залежи на участке Бугундырь составляют 450 х 1100 м, этаж нефтеносности 168 м. ВНК по данным опробования принят на отметке - 408 м. Размеры залежи на Ахтырском участке составляют 350 х 1650 м, этаж нефтеносности 140 м. ВНК по данным опробования скважин принят на отметке - 660 м. Залежь III-т сарматского горизонта (N1sr)

Залежь нефти III-т имеет ограниченные размеры, расположена на Ахтырском участке (восточная часть месторождения) и приурочена к приподнятому участку древней эрозионной поверхности предмайкопского размыва.

Горизонт представлен, в основном, песчано-алевритовыми разностями с подчиненными прослоями глин. Величина нефтенасыщенных толщин изменяется в пределах от 0 до 47 м.

Границами залежи с западной, южной и восточной сторон служат линий выклинивания коллектора, а с северной - внешний контур нефтеносности.

Размеры залежи составляют 400-1500 м. Этаж нефтеносности составляет 102 м. ВНК устанавливается по данным опробования горизонта в скважине на отметке - 761 м..

В подсчете запасов 1957 г. указывалось на наличие газовой шапки в залежи III-т сарматского горизонта. В начальный период разработки месторождения проявления газа отмечались в 4-х скважинах.

Однако анализ показателей разработки залежи III-т не подтвердил наличие газовой шапки, так как накопленная добыча свободного газа по указанным скважинам составила всего 1,729 млн. м3.

Приведенные данные указывают на то, что газовая шапка с промышленными запасами в залежи отсутствует, в связи с чем, при геометризации залежи и оценке запасов не учитывалась.

Залежи IV-т эльбурган (P1el)

В пределах горизонта эльбурган выделяется три обособленных залежи, две из них на участках Ахтырь и Бугундырь имеют обращенное залегание и одна только на Ахтырском участке имеет нормальное залегание.

Продуктивные отложения представлены в основном терригенными коллекторами порового типа и карбонатными коллекторами трещинно-порово-кавернозного типа. Породами-коллекторами в основном являются алевриты, слабосцементированные алевролиты, а также известковистые доломиты, мергели и известняки.

Залежи нефти горизонта IV-т обращенного залегания имеют ограниченные размеры и расположены в пределах Ахтырского и Бугундырского участках соответственно на глубинах от 795 до 840 м и от 335 до 468 м.

Нефтенасыщенные толщины в пределах участка Бугундырь характеризуются величинами от 0 до 80 м.

Границами залежи с южной и западной сторон служат тектонические нарушения, с восточной и северной - внешний контур нефтеносности.

Размеры залежи составляют 400 х 750 м. Этаж нефтеносности - 132 м.

ВНК устанавливается по данным опробования горизонта в скважинах на отметке -376 м.

В пределах Ахтырского участка залежь нефти IV-т обращенного залегания раздроблена тектоническими нарушениями на 5 отдельных полей с нефтенасыщенными толщинами соответственно от 0 до 12; 0-28; 0-36; 0-12 и 0-30 м. Границами отдельных полей залежей служат тектонические нарушения и внешние контуры нефтеносности.

Размеры полей составляют: 40х175, 100х225 м, 100х275 м, 50х200 м и 150х225 м. Этаж нефтеносности соответственно составляет 10, 48, 60, 25 и 27 м. ВНК по данным опробования принят на отметке -785 м.

Залежь нефти IV-т горизонта нормального залегания имеется только в пределах Ахтырского участка, раздроблена тектоническими нарушениями на 5 полей небольших размеров в районах скважина №№ 631, 48, 629, 57 и 542.

Нефтенасыщенные толщины характеризуются величинами соответственно 0-32, 0-39, 0-47, 0-9 и 0-4 м.

Границами отдельных полей служат тектонические нарушения и эрозионные поверхности. Размеры залежи в целом составляют 300х825 м, этаж нефтеносности - 72 м, ВНК принят на отметке -784 м.

Горизонты легких нефтей

Залежи Майкопского горизонта (P3)

Залежи легкой нефти в майкопских отложениях представлены западным, центральным и восточным участками, расположенными вдоль северного склона эрозионной поверхности обращенного палеогена.

Майкопские продуктивные отложения находятся в моноклинальном залегании и располагаются непосредственно на головных частях IV и V продуктивных горизонтов на глубинах от 1100 до 1770 м. Коллекторами служат песчаники и конгломераты.

В материалах подсчета запасов 1957 г. было выделено три обособленных залежи, по одной на участках западный, центральный и восточный. При пересчете запасов в 2001г. появилась новая информация по скважинам, которая позволила выделить по две гидродинамически обособленных залежи на участках западный и центральный и одну на участке восточный. Таким образом, по состоянию изученности на 01.01.2007 г. в пределах майкопского горизонта отмечается 5 обособленных залежей с различными отметками ВНК.

На западном участке по основной залежи границами служат на юге и востоке линия выклинивания коллектора, а на севере - внешний контур нефтеносности с отметкой - 1430 м. С запада залежь не изучена и ограничена условной линией.

Величины нефтенасыщенных толщин изменяются от 0 до 37,8 м. Размеры залежи составляют 0,50х3,0 км при высоте 284 м. ВНК расположен на абсолютной отметке -1430 м.

Севернее основной отмечается небольшая (0,3х0,4 км) изолированная залежь, ограниченная с юга линией выклинивания коллектора, а с севера линией ВНК с отметкой - 1700 м. Максимальные толщины составляют 23 м.

На центральном участке выделяется две изолированные залежи, которые отделяются друг от друга узкой зоной отсутствия коллектора меридионального. По основной залежи границами служат на юге и востоке и западе линия выклинивания коллектора, а на севере - внешний контур нефтеносности с отметкой - 1450 м.

Величины нефтенасыщенных толщин изменяются от 0 до 40 м. Размеры залежи составляют 0,60х1,2 км при высоте 381 м. ВНК расположен на абсолютной отметке -1430 м.

Восточнее основной отмечается небольшая (0,3х0,5 км) изолированная залежь, ограниченная с юга линией выклинивания коллектора, а с севера линией ВНК с отметкой - 1480 м. Максимальные толщины в районе скважины № 199 составляют 14 м.

На восточном участке выделяется небольшая (0,1х1 км) узкая, линейно вытянутая залежь, которая с юга и востока и запада ограничена линия выклинивания коллектора, а на севере линией ВНК с отметкой - 1550 м. Максимальные толщины составляют 16,8 м.

Залежи I, II, III, IIIа, IV, V горизонтов свиты Горячего ключа

Залежи I, II, III, IIIа, IV, V продуктивных горизонтов характеризуются однотипным геологическим строением и приуроченностью их к единому флишевому комплексу отложений.

Все залежи имеют форму вытянутых полос субширотного простирания, приурочены к головным частям размытого палеоцен-эоценового комплекса отложений, слагающих опрокинутое северное крыло антиклинальной складки, характеризующиеся, в основном, моноклинальным падением пластов на юг.

Поперечными нарушениями указанные залежи разбиты на три блока: западный, центральный и восточный.

Помимо этого все залежи разбиты продольными нарушениями сбросо-взбросового типа на более мелкие блоки. Амплитуда нарушений самая различная - от 5 и менее метров до 60-80 м. Наибольшей нарушенностью отличается центральный блок, западный и восточный блоки менее нарушены.

В самой северной части залежей I-V горизонтов в пределах восточного блока вследствие проявления гравитационных напряжений отмечается смещение отдельных, небольших по размерам блоков (глыб) вниз по разломам на значительные расстояния. Подтверждением идентичности данных блоков своим аналогам является сохранение особенностей геолого-геофизической характеристики разреза, о чем свидетельствуют данные скважин, вскрывших эти глыбы. В пределах данных блоков, оконтуренных по результатам бурения, отмечаются обособленные запечатанные залежи.

Продуктивные горизонты I, II, III, IIIа, IV, V представлены частым чередованием тонких алевролитов (песчаников) и глинистых прослоев.

Общее число алевролитовых прослоев, выявленных каротажем в разрезе флишевой продуктивной толщи палеоцена и эоцена составляет 969, в том числе:

прослоев толщиной свыше 2 м - 2;

прослоев толщиной от 1,5 до 2 м - 6;

прослоев толщиной от 1,0 до 1,5 м - 9;

прослоев толщиной от 0,5 до 1,0 м - 40;

прослоев толщиной до 0,5 м - 912.

Преобладающая часть песчаных прослоев выдержана по площади залежи, как по толщине, так и по литологии и электрической характеристике. Каждый продуктивный горизонт содержит значительное количество характерных прослоев и ассоциаций прослоев, легко прослеживающихся по диаграммам электрокаротажа от скважины к скважине и являющихся надежными реперами.

Границами залежей на юге являются линии внешнего контура нефтеносности, на севере - нулевые изопахиты нефтенасыщенных толщин, обусловленные размывом горизонтов в майкопское время.

Характеристика размеров, параметров залежей и принятых ВНК приведено в таблице 1.

Залежи VI, VII горизонтов Ильской свиты

Залежи VI, VII горизонтов Ильской свиты характеризуются, в основном, геологическим строением, аналогичным продуктивным горизонтам свиты Горячего ключа.

пластовый флюид нефтегазоносность месторождение

Таблица 1 - Характеристика размеров, параметров залежей и принятых ВНК (Мочульский В.М., 2012)

Гори зонты

Глубины залегания

Нефте-насыщ. толщ., м 0-mах/ср.

Размеры залежи, км шир.-длин.

Этаж нефтеносности, м

ВНК

Глыбы






Запад

Центр.

Восточ.

Разм., км шир.-длин.

Нефтенасыщ. толщ.м

I

940-1260

0-29/8

0.08-0.80х5.9

436

-1160

-1160

-1160

0.15х0.80

0-12.6

II

880-1380

0-18/4

0.20-0.25х6.9

507

-1160

-1164

-1307

0.25х1.50

0-10.9

III+IIIа

1100-1570

0-23/8

0.45-0.95х7.6

520

-1325

-1310

-1369

0.25х0.60

-9.8

IV

1180-1660

0-36/11

0.25-1.0х8.8

580

-1520

-1508

-1600

0.15х0.15

0-10.4

V

1350-1870

0-/11

0.25-0.8х8.8

525

-1635

-1688

-1800

0.15х0.15

0-15.8


Все залежи так же имеют форму вытянутых полос субширотного простирания, приурочены к флишевому комплексу размытых палеоцен-эоценового отложений, слагающих опрокинутое северное крыло антиклинальной складки, характеризующееся, в основном, моноклинальным падением пластов на юг.

Продуктивные горизонты VI и VII представлены частым чередованием тонких пластов и пропластков алевролитов (песчаников) и глинистых прослоев, которые системой продольных и поперечных разломов, разбиты на отдельные блоки с амплитудой перемещения от 5 до 60 м.

Границами залежей на юге являются линии внешнего контура нефтеносности, на севере - нулевые изопахиты нефтенасыщенных толщин, совпадающие с линией размыва горизонтов в майкопское время.

Характеристика размеров, параметров залежей и принятых ВНК приведено в таблице 2.

Таблица 2 - Характеристика залежей (Мочульский В.М., 2012)

Гори- зон-ты

Глубины залега-ния, м

Нефтенасыщ. толщ., м

Размеры залежи, км

Этаж нефте-носности, м

ВНК

Глыбы






Зап.

Цент.

Разм., км



мин.

мак.

ср.

шир

дл

м




Шири-на

Дли-на

VI

1463-2000

0

39

13

0.5-1.0

9.8

432

-1920

-1920

-1920

0.1

0.32

VII

1540-2080

0

45

13

0.3-1.1

5.9

530

-1905

-2004

-1960

-



Залежь Кумской свиты

Залежь нефти в кумском горизонте открыта в 1964 году, когда при испытании горизонта в интервале 1949-1970 м (-1879-1900 м) был получен приток нефти дебитом 30 т/сутки.

При дальнейшей разведке залежи при испытании горизонта в интервале 1958-2127 м получили пластовую воду, а в другой скважине разрез по ГИС оказался также водоносным и не опробовался. Разведка кумского горизонта прекращена. Залежь нефти разрабатывалась одной скважиной до 1994 года.

Кумский горизонт в пределах месторождения вскрыт ограниченным количеством скважин и недостаточно изучен; на каротажных разрезах плохо коррелируется. Наиболее близко расположенной к кумскому горизонту является подошва VIII горизонта и, учитывая лучшую коррелируемость VIII горизонта по сравнению с кумским, его подошвенная структурная карта дает наиболее достоверное представление о структурной поверхности кумского горизонта.

2.4 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия. Характеристика режима водонапорного бассейна

Ахтырско-Бугундырское нефтяное месторождение находится в зоне перехода от складчатой зоны Кавказа к прикубанской депрессии - обширному предгорному прогибу. Это определяет не только характер рельефа и гидрографической сети, но и гидрогеологическую характеристику недр.

Гидрогеологические условия месторождения изучены недостаточно полно. Изучена лишь химическая характеристика вод различных горизонтов, освещены вопросы питания вод и тип водосборного бассейна. Однако наблюдения за законтурными скважинами, значительная часть которых в начальный период фонтанировала, не проводились, а если проводились, то некачественно и в недостаточных объемах.

Сложное геологическое строение Ахтырско-Бугундырского месторождения послужило причиной существования вод различной минерализации.

Продуктивные горизонты палеогеновых отложений легкой нефти имеют южное падение и на погружении ограничены наличием экранирующих тектонических нарушений и размывом крыла складки. Минерализация вод этих горизонтов на погружении растет. Все эти факты указывают на замкнутость бассейна, на гидрогеологическую зону затрудненного водообмена.

2.5 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Определение физических свойств, продуктивных коллекторов, производилось лабораторией физики пласта в период с 1948 г. и далее по мере разбуривания месторождения сначала ЦНИЛом объединения Краснодарнефть, затем КФ ВНИИ. Кроме того, использованы анализы, произведенные лабораторией коллекторских свойств ВНИГНИ [10].

Коллектора продуктивного горизонта понтического яруса представлены переслаиванием глин с алевролитами и алевритами глинистыми детритусовыми и песчаниками глинистыми, разнозернистыми с обилием обломков ракушек. В пределах нефтеносной части горизонта коллекторами являются также и конгломераты, приуроченные к прибрежной полосе распространения отложений среднего понта.

Коллектора меотического продуктивного горизонта представлены чередованием глин серых, известковистых, слабо песчаных слоистых с алевролитами и алевритами глинистыми, реже песчаниками детритусовыми, а также возможно брекчией и конгломератом, приуроченным к нижней части горизонта.

Коллектора сарматского горизонта представлены чередованием прослоев глинистых алевритов, алевролитов и мелкозернистых песчаников с глинами серыми, известковистыми, песчанистыми.

Продуктивный горизонт в майкопских слоях приурочен к нижней части разреза, представленной пачкой конгломерата-брекчии, плохо отсортированного, состоящего из неокрашенных галек пород свиты горячего ключа и эльбурганской свиты до 10-15 см в поперечнике. Цемент глинистый и песчано-глинистый. В пределах центрального участка (район скважины № 200) кроме конгломератов коллекторами являются линзы песчаников и алевролитов до 20 м толщиной, прослеживаемые на несколько сот метров.

Продуктивный горизонт IV-т в эльбурганской свите приурочен к толстой пачке базальных песчаников, иногда плотных, известковистых. В толще песчаников встречаются прослойки алевролитов и алевритов плотных неизвестковистых.

При бурении разведочных скважин на горизонты легкой нефти нижнего структурного этажа в них достаточно полно были отобраны образцы керна, по которым определялись коллекторские свойства пластов.продуктивный горизонт свиты горячего ключа представлен пачкой флишевого чередования алевролитов плотных известковистых (от 6 до 12%), реже рыхлых, глинистых, содержание фракций <0,01 мм 21-32%, неизвестковистых, слюдистых, песчаников светло-серых, мелкозернистых и разнозернистых, глинистых, слюдистых, известковистых, в законтурной части известковистость достигает 42%, и глин темно-серых, известковистых и зеленых жирных, фукоидных. Средняя толщина горизонта составляет 61 м, песчаных прослоев 23,4 м, в т.ч. нефтяных -10,0 (в нефтяной зоне); количество песчаных прослоев достигает 88 со средней толщиной прослоя 0,28 м.продуктивный горизонт свиты горячего ключа представлен толщей флишевого чередования алевролитов и глин общей толщиной до 177 м.

Алевровлиты серые и светло-серые, слабоглинистые и глинистые, содержание фракции <0,01 мм - 14-44%, слюдистые, слоистые, плотные и рыхлые, неизвестковистые и слабо известковистые от 1,5 до 7% в пределах нефтяной залежи, и в законтурной части известковистость достигает 15-20%. Глины темно-серые, иногда песчанистые, неизвестковистые и глины зеленые, жирные. Средняя толщина песчаных прослоев по горизонту составляет 35,2 м, в т.ч. нефтяных 5,2 (для нефтяной зоны). Толщина отдельных песчаных прослоев замеренная по кернам, колеблется от сантиметров до дециметров, по данным БКЗ фиксируется от 0,1 и редко достигает 1,0-2,0 м. Количество их достигает 128. Средняя толщина песчаных прослоев по горизонту составляет 0,27 м.продуктивный горизонт свиты горячего ключа представлен также флишевыми отложениями в тонкослоистом чередовании алевролитов и глин общей толщиной до 80 м.

Алевролиты серые и светло-серые, песчанистые, плотные, неизвестковистые, содержание фракций от 0,25 до 0,1 мм 15-34%, алевритовой - 40-60% и пелитовой 12-20%.

Алевролиты серые и светло-серые слабоглинистые и глинистые (содержание фракции менее 0,01 мм составляет 20-40%) слюдистые, слоистые, слабо известковистые - 3% в нефтеносной части и известковистые до 34% в водоносной.

По данным БКЗ количество песчаных прослоев достигает 112, средняя толщина их - 0,22 м, преобладающая толщина - 0,15-0,25, редко достигает 1,0 м.

Глины темно-серые, иногда песчанистые, неизвестковистые и глины зеленые, жирные, толщина их не превышает толщины песчаных прослоев.а продуктивный горизонт представлен наиболее тонкослоистым чередованием прослоев алевролитов и глин. Общая толщина его достигает 103 м.

По данным БКЗ количество песчаных прослоев достигает 183, в действительности их должно быть больше, т.к. прослои толщиной до 10 см, применяемой методикой не выделяются. Средняя толщина песчаного прослоя 0,2 м, преобладающая толщина прослоев 0,1-0,15 м, реже 0,25-0,40 м и толщиной 0,8-1,0 - два прослоя.

Общая средняя толщина песчаных прослоев по горизонтам III+IIIа составляет 70 м, в том числе нефтенасыщенных (в нефтяной зоне) - 8,4 м.

Среднеарифметическая величина пористости III+IIIа горизонтов применяемая для подсчета запасов, для нефтеносной части коллекторов по данным 33 анализов керна по 15 скважинам составляет 24,1%. Для водоносной части по данным одного анализа из одной скважины составляет 22,1%.продуктивный горизонт свиты горячего ключа представлен флишевой толщей пород в тонкослоистом чередовании алевролитов, алевритов и глин, общей толщиной до 120 м.

Алевролиты светло-серые, песчанистые, тонкослоистые, слюдистые (содержание алевритовой фракции от 56 до 84%). Неизвестковистые или слабо известковистые.

Алевролиты рыхлые, глинистые, слюдистые, редко известковистые.

Исследование в шлифах показало, что алевролиты кварцево-глауконитовые с глинисто-опаловым и кремнисто-карбонатовым цементом. Обломочного материала содержат 55-80%, цемента - 20-38%, пирита от 1 до 6%, растительных остатков меньше 1%.

Обломочный материал состоит из неправильных угловатых зерен кварца, иногда игольчатых (средний размер 0,06 мм), содержание его колеблется от 36 до 69%, полевых шпатов 4-6% (К, Nа и кислого плагиоклаза), глауконита 5-12%, мусковита 1-2%. Отмечены редкие зерна непрозрачных и черных рудных материалов циркона, рутила, турмалина, граната. Из опалового материала состоят радиолярии, спикулы губок, фораминиферы преимущественно кальцитовые, каналы выполнены перекристаллизованным кальцитом, опалом и пиритом.

Тип цемента базально-контактовый.

Количество песчаных прослоев - 125. Их средняя толщина - 0,29-0,30 м. Средняя толщина песчаного прослоя увеличилась по сравнению с I-III горизонтами до 0,29-0,30 м. Преобладающая толщина прослоя колеблется от 0,15 до 0,35 м, реже - 0,4-0,8 м. С толщиной 1,2 м на диаграмме БКЗ выделяются 4 прослоя и 2,3 м - один прослой.

Глины темно-серые, иногда песчанистые, неизвестковистые и глины зеленые, жирные, толщина их не превышает толщину песчаных прослоев.

Общая средняя толщина песчаных прослоев составляет 30 м, в том числе нефтенасыщенных (в нефтяной зоне) - 14 м.продуктивный горизонт свиты горячего ключа также представлен флишевой толщей пород, в ритмично-слоистом залегании песчаников, алевролитов, алевритов и глин, общей толщиной до 90 м.

Песчаники мелкозернистые, плотные и рыхлые, тонкослоистые, слюдистые, неизвестковистые, содержание фракций 0,25-0,1 мм достигает 25%, алевритовой - 56%, глинистой - 12-20%.

Алевролиты плотные и рыхлые, тонкослоистые, песчанистые и глинистые, неизвестковистые, содержание алевритовой фракции достигает до 86%, песчаной - до 10% и глинистой - 44%.

Глины темно-серые, тощие, плотные, неизвестковистые и глины зеленые, жирные, неизвестковистые.

Алевролиты кварцево-глауконитовые и кварцево-полевошпатового состава с глинистым и глинисто-серицитовым цементом, обломочного материала содержит от 52 до 85%, цемента - от 14 до 44%, пирита - 1-8%.

Обломочный материал представлен: кварцем, форма зерен неправильно угловатая, реже клиновидная, игольчатая, размер зерен колеблется от 0,02 до 0,1 мм, средний 0,06 мм, содержание кварца 32-68%; полевыми шпатами (К, Nа и кислые плагиоклазы) 5-12%; глауконитом 6-9%; мусковитом 2%; обломками кремнистых пород единичными зернами циркона, турмалина, черных рудных минералов, фораминифер кремниевых и карбонатных. Тип цемента смешанный и контактово-поровый.

Количество песчаных прослоев - 76. Их средняя толщина - 0,44-0,49 м.

Общая средняя толщина песчаных прослоев составляет 35 м, в том числе нефтенасыщенных (в нефтяной зоне) - 13,1 м.

Общая толщина песчаной части коллектора и отдельных песчаных прослоев увеличилась по сравнению с вышележащими горизонтами легкой нефти. Причем преобладает толщина прослоев 0,3-0,6 м. Наибольшая толщина прослоев 3-4 м наблюдается в кровле горизонта.продуктивный горизонт ильской свиты представлен терригенным флишем толщиной 110 м.

В VI горизонте увеличивается содержание песчаников. Песчаники среднезернистые, мелкозернистые, очень плотные, содержание фракций - больше 0,25 м до 35%, от 0,25 до 0,1 мм - 40%, алевритовой - до 29%, глинистой - до 10%, известковистость - до 28%. Разнозернистость и известковистый цемент снижает пористость песчаников от 2,5-16%.

Алевролиты плотные, песчанистые, глинистые, содержание алевролитовой фракции достигает 69-72% и глинистой - 12-16%. Глины серо-зеленые, плотные, неизвестковистые и зеленые жирные, неизвестковистые.

Состав алевролитов кварцево-глауконитовой с глинистым сидеритизированным цементом. Содержание обломочного материала колеблется от 50 до 55%, цемента 35%, сидерита - 3%, пирита - 5%, растительных остатков - до 2%. Обломочный материал состоит из неправильно угловатых, реже игольчатых зерен кварца с содержанием до 41%, полевых шпатов - 4%, глауконита - 8%, мусковита - 1%. Единичные зерна черных рудных, циркона, рутила, эпидота, биотита, размер зерен - 0,02-0,1 мм, средний размер - 0,06 мм. Тип цемента базальный.

Количество песчаных прослоев 140. Средняя толщина песчаного прослоя от 0,21 до 0,27 м.

Общая средняя толщина песчаных прослоев составляет 34 м, в т.ч. нефтенасыщенных (в нефтяной зоне) - 14,2 м.

Для VI горизонта характерным является увеличение глинистой части горизонта, а также толщины глинистых прослоев. В верхней части горизонта (VIа) выделяется пласт с включениями до 15 м толщиной, представленный глыбами более древних пород. Наличие очень плотных песчаников от 0,1 до 0,5 м с пористостью от 2,5 до 7,5%, которые не учитывались при определении средневзвешенной пористости, а также много определений пористости от 8 до 14%, что снижает величину пористости.

Преобладающая толщина прослоев от 0,1 до 0,25 м, реже 0,4-0,6 м и три слоя 0,8-1,0 м выделены на диаграммах БКЗ.продуктивный горизонт ильской свиты представлен флишевой толщей в тонкослоистом чередовании песчаников, алевролитов и глин мергельных, а также и неизвестковистых. Общая толщина -90 м.

Песчаники светло-серые очень плотные и плотные мелкозернистые, редко разнозернистые, слюдистые, известковистые и неизвестковистые. Содержание фракций от 0,25 до 0,1 м колеблется от 10 до 25%, алевритовой - 38-65%, глинистой - 10-40%, известковистость достигает 26% как в нефтеносной, так и в водоносной частях пласта.

Алевролиты светло-серые, песчанистые и глинистые, слюдистые, слоистые, сложенные разной плотности, известковистые, содержание алевритовой фракции колеблется от 45 до 85%.

Глины светло-зеленые, мергельные и мергели и зеленые, неизвестковистые, жирные глины.

При петрографическом изучении одного шлифа из алевролита установлено, что состав его кремнисто-карбонатный с опаловым цементом.

Горизонт содержит 117 песчаных прослоев толщиной от 0,19 до 0,30 м.

Общая средняя толщина песчаных прослоев составляет 27 м, в т.ч. нефтенасыщенных (в нефтяной зоне) - 15,2 м.

Кумский горизонт в пределах месторождения мало изучен, вскрыт ограниченным количеством скважин, представлен чередованием алевролитов иногда песчаников и глин. Алевролиты серые или зеленовато-серые, известковистые, слюдистые. Глины известковистые, алевритистые, плотные. Толщина продуктивного коллектора составляет примерно 35 м.

Характеристика ФЕС и нефтенасыщенности

Пористость

Оценка пористости коллекторов приведена по данным лаборатории исследований кернов, выполненных как до 1956 г., так и в 60-70-е годы.

Расчет пористости по результатам исследований керна осуществлялся при подсчете запасов в 1950 г., 1956 г. и при оперативных пересчетах запасов в 1981 г., 1985 г. и 2001 г.

Расчеты средних значений пористости горизонтов легкой нефти: мкр, I, II, III, IV, V, VI и VII в 2001 г. выполнены по керновым данным с учетом ранее принятых критических значений пористости Кпкр=0,08 и проницаемости Кпркр>1 мД. Массив петрофизических данных для расчетов средней пористости коллекторов включает 704 образца. В отчете 1956 г. приведено 824 анализа. Разница объясняется тем, что:

в ряде скважин пересмотрены отдельные границы горизонтов, и часть образцов керна оказалась между горизонтами и не вошла в рабочую выборку;

ранее в 1956 г. в общую сумму образцов включены те, которые не учитывались при расчете средних значений, так как характеризуют неколлекторы - Кп<0,08.

Расчеты пористости выполненные в 1956 г., 1981 г., 1985 г. и 2001 г. по пяти горизонтам тяжелой нефти I-т, II-т, III-т, IV-т и IV-т(о) приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Расчеты пористости тяжелой нефти (Мочульский В.М., 2012)

Гори-зонт

1956 г.

1981 г.

1985 г.

2001 г.

Приня-тые значе- ния


Кп

nобр

nскв

Кп

nобр

nскв

Кп

nобр.

nскв.

Кп

nобр.

nскв.

зона зале-гания


I-т

24.4

15

5




30.9

3

2

36.3

65

12

н

20.0

 

20р-принято








34.6

2

1

в


II-т

31

2

2




29.4

с/т


32.8

4

2

н

31.0

III-т

22









31.8

11

3

н

22.0

IV-т(н)










23.4

2

1

н


 










15.8

1

1

в


IV-т(о)

27

3

2

27.9

53

4

27.9

53

4

25.6

107

4

н

27.0

 










25

2

1

в



В 1956 г. для этих горизонтов имелись керновые данные по 20 образцам из 9 скважин, в 2001 г. использовано 196 определений по 28 скважинам.

В таблице 4 приведены значения пористости для горизонтов легких нефтей, принятые в 1950, 1956 и 2001 гг.

Выполненный анализ по результатам определения пористости в разные годы с учетом величин пористости, которые числятся на Государственном балансе, позволили определить средние значения пористости, принятые для оценки запасов в данной работе.

Проницаемость

Таблица 4 - Расчеты пористости легкой нефти (Мочульский В.М., 2012)

Горизонт

1950 г.

1956 г.

2001 г.

Принятые значения


Кп

nобраз.

nскв.

Кп

nобраз

nскв.

Кп

nобраз

nскв.

зона залег.


mкp




19

6

2

18.8

5

3

н

19.0

I

27.7

6

5

26.4

13

7

26.6

9

7

«

27.0








12.1

2

2

в


II

18.6

2

2

21.7

39

8

23.1

27

7

н

22.0








13.7

2

2

в


III

23.2

2

2

23.6

27

10

24.1

33

15

н

23.6

IIIа




26.8

19

7

22.1

1

1

в


IVа




25.6

68

16

26.9

115

19

н

26.4

IVб

26.5

22

5

27.7

70

17

15.8

66

13

в


IVв




23.2

87

13






26.1

23

7

21.7

119

11

23.3

112

15

н

22.0




24

136

10

24.2

111

7

в


VIа

22.1

12

3

17.6

126

9

20.1

145

19

н

19.6

VIб




22.3

54

8

17.4

10

1

в


VIIа

22.1



21.4

38

8

22.1

18

8

н

21.0

VIIб




21.2

28

7

17.4

47

5

в



Для определения численных значений проницаемости коллекторов были использованы данные лабораторных исследований, выполненных ЦНИЛом КФ ВНИИ И ВНИГНИ в период с 1948 по 1954 гг. по общепринятой методике.

Продуктивные горизонты представлены флишем - чередованием прослоев плотных и слабо уплотненных алевролитов и, иногда, песчаников мелкозернистых и разнозернистых с различным по составу цементом. Состав цемента - глинистый, карбонатный, опаловый, серицитовый; количество его меняется от 14 до 44%.

Отражением такого многообразия пород коллекторов является и проницаемость, величина которой изменяется от 1 мД до 1403,8 мД по данным лабораторного изучения керна. В таблице 5 приведены средние значения проницаемости, рассчитанные в 2001 г. при оперативном пересчете запасов по 8 горизонтам легкой нефти (по 314 образцам) и по 2 горизонтам тяжелой нефти (по 46 образцам). Причем, раздельно посчитана проницаемость для внутриконтурной и законтурной зон каждого горизонта.

Как видно из таблицы 5, наилучшая охарактеризованность проницаемости коллекторов по керну для IV, V и VI горизонтов - соответственно 69, 144 и 56 определений. Наибольшая проницаемость 207,24 мД наблюдается в коллекторах IV горизонта, а наименьшая - 14,38 мД - получена для коллекторов VI горизонта..

Горизонт, зона

1956 г.

1985 г.

2001 г.

Рекомендуемые значения,  мД


Кпр,  мД

nобр.

nскв

Кпр,  мД

nобр

nскв

Кпр,  мД

nобр

nскв


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

I, Н

75

2

1




86.3

1

1

86

II, Н

76

15

3




87.03

11

3

87

III, Н

138.8

12

8




121.8

14

8

122

IV, Н В

157.86

51

9




207.24 54.55

53 16

9 7

207 55

V, Н В

93.89

133

9




107.84 65.56

78 66

9 4

108 66

VI, Н

14.92

36

9




14.38

56

9

65*

VII, Н В

13.67

18

2




47.97 13.6

3 15

2 2

48 14

Mкр,Н







109.3

1

1

109

I-т, Н







12.5

10

2

12

II-т







-



35

III-т







-



35

IV-т, Н




125.6

65

2

486.2

37

2

125

IV-т(о)











* - Рекомендовано с учетом результатов промысловых исследований.

Сравнение диапазонов изменения проницаемости по промысловым исследованиям и керновым свидетельствует о том, что:

проницаемость по промысловым данным выше, чем по керновым, что закономерно;

наименьшая проницаемость отмечается для VI горизонта как по керну, так и по промысловым исследованиям;

лучшими по фильтрационным свойствам являются пласты-коллекторы IV и V горизонтов.

Кроме керновых данных имеются сведения о проницаемости пластов-коллекторов, полученные при промысловых исследованиях горизонтов IV, V, VI, VI в ряде скважин (таблица 6).

Таблица 6 - Проницаемость пластов-коллекторов, полученных при промысловых исследованиях (Мочульский В.М., 2012)

Горизонт

Кол-во опред.

По промысл. исследов.

По керну



Кпрmin дарси

Кпрmax дарси

Кпрmin дарси

Кпрmax дарси

IV

8

0.091

0.330

0.001

0.861

V

21

0.048

1.085

0.003

0.930

VI

4

0.071

0.11

0.001

0.084

VII

11

0.016

0.925

0.023

0.097


Нефтенасыщенность

Коэффициент нефтенасыщенности пластов коллекторов всех продуктивных горизонтов оценен по удельным электрическим сопротивлениям, определенным при интерпретации кривых БКЗ (1956 г.).

В материалах оперативных пересчетов запасов приводятся данные о величинах коэффициентов нефтенасыщенности коллекторов на обводненных участках залежей. Так, для чистых кварцевых высокопористых песчаников критическое значение коэффициента нефтенасыщенности Кнкр=0,70, а для глинистых песчаников Кнкр=0,40-0,50. Согласно этому на обводненных участках коэффициент нефтенасыщенности промытой породы обычно не превосходит 0,4 - Кнпп=0,40.

Величина остаточной (связанной) нефтенасыщенности зависит от коллекторских свойств пластов, которые в случае терригенных пород определяются глинистостью прежде всего.

Коллекторы продуктивных горизонтов легкой нефти Ахтырско-Бугундырского месторождения по результатам лабораторных анализов кернов представлены в основном алевролитами, реже песчаниками в различной степени глинистыми. Это подтверждается величинами пористости средней по горизонтам 15,8-26,9%, а также характеристиками по комплексу ГИС:

низкие кажущиеся электрические сопротивления;

небольшие, чаще всего, амплитуды по кривой ПС.

Исходя из вышесказанного, в материалах по оперативному пересчету запасов в 2001 г. при расчете средневзвешенных значений коэффициентов нефтенасыщенности были исключены пласты коллекторов сКн<0,5, как не являющиеся нефтеотдающими.

2.6 История геолого-геофизической изученности

История геологоразведочных работ

На исследуемой площади издавна проводились работы по изучению геологического строения.

В работах И.М. Губкина, К.А. Прокопова и С.И. Чарноцкого впервые дана сравнительно полная схема геологического строения Северо-Западного Предкавказья.

В 1926-1929 гг. Ю.А. Цветковой уточнено геологическое строение собственно Ахтырского района.

В 1936-1937 гг. Д.И. Гритчиным проведена геологическая съемка в масштабе 1:10000.

В 1940-1941 гг. и 1946-1949 гг. проводилось структурно-картировочное бурение с глубиной скважин 350-700 м. При этом выявлена продуктивность миоценовых отложений.

В 1945-1946 гг. проводились магнитометрические работы, которые в районе Ахтырско-Бугундырской площади аномалий не выявили.

Сейсмические работы, проводимые в 1947 г. носили опытно-производственный характер, а работы 1948 г. в силу сложности строения складки не могли дать достаточной ясности о тектонике месторождения.

Детальными гравиметрическими работами, проведенными в 1951 г. в районе Ахтырской площади была выявлена небольшая аномалия силы тяжести, отражающая Южно-Ахтырскую антиклиналь.

На основании результатов структурно-картировочного бурения в 1948-1955 гг. проводилось глубокое разведочное бурение. Глубина скважин составила от 461 до 2461 м. Одновременно проводились сейсморазведочные работы.

По состоянию на 01.07.1957 г. было пробурено 548 скважин, в том числе 124 - разведочных. Существенно изменилось представление о геологическом строении площади, считавшейся ранее нормальной антиклинальной складкой. В результате была представлена схема геологического строения, не претерпевшая существенных изменений до настоящего времени, произведен подсчет запасов по состоянию изученности на 01.07.1957 г., которые утверждены в ГКЗ СССР.

В процессе глубокого разбуривания месторождения разведочные скважины располагались без строгой приуроченности к профилям с расстояниями от 40 до 1700 м. Эксплуатационные скважины располагались по различным горизонтам на расстояниях 75-120, 100-200 и 300-600 м.

В последующий период разработки дополнительно пробурено 67 скважин, основная часть которых предназначалась для доразведки залежей тяжелых нефтей III-т и IV-т горизонтов, и лишь единичные скважины закладывались с целью разведки кумского и доразведки майкопского горизонтов.

Основной объем эксплуатационного бурения на месторождении осуществлен в период 1948-1955 гг., в настоящее время пробуренный фонд составляет около 615 скважин.

Несмотря на значительное количество пробуренных скважин, степень изученности месторождения месторождении характеризуется как очень низкая по следующим основным причинам.

Низкая степень изученности месторождения в части охвата исследованиями керна, недостаточного для обоснования петрофизических зависимостей, алгоритмов определения пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и выполнения кондиционной количественной интерпретации недостаточного комплекса геофизических исследований в пробуренных скважинах. Охват исследованиями керна в скважинах в целом по месторождению составляет 4,5% (28 скважин). Охват исследованиями керна в вертикальном разрезе от кровли до подошвы по всем участкам составляет 1-3 образца или 2-3% от эффективной толщины коллектора. Приведенный охват исследованиями керна, не равномерное распределение скважин по площади месторождения и отдельным продуктивным горизонтам не позволяет построить объективное распределение ФЕС ни по площади, ни в вертикальном разрезе.

Недостаточный комплекс ГИС, выполненный в пробуренных скважинах. Основной объем эксплуатационного бурения (около 90%) был осуществлен на месторождении в период 1946-1955 гг., когда в скважинах выполнялся только стандартный комплекс исследований, который характеризуется не высоким качеством. В скважинах, пробуренных в более поздний период, был выполнен дополнительный комплекс, включающий РК, ИК и в части скважин АК. Данный комплекс исследований не позволяет осуществить количественную интерпретацию материалов ГИС с определением пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности большого разнообразия типов коллекторов, выделенных на месторождении.

Сейсморазведочные работы МОГТ - 2Д, выполненные на месторождении в 1947-1951 гг. характеризуются не высоким качеством, не достаточным объемом и плотностью профилей, что не позволяет использовать ее для уточнения геологического строения [1].

Геофизические исследования скважин

С начала разработки по настоящее время проводятся геофизические исследования скважин. Основной объем эксплуатационного бурения (около 90%) был осуществлен на месторождении в период 1946-1955 гг., когда в скважинах выполнялся только стандартный комплекс исследований, который характеризуется не высоким качеством. В скважинах, пробуренных до 1956г., применялся ограниченный комплекс геофизических исследований, включающий: стандартный каротаж потенциал- и градиент-зондами и кривая ПС; боковое каротажное зондирование БКЗ 5-6 градиент-зондами; кавернометрия; инклинометрия; определение высоты подъема цемента [10].

В скважинах, пробуренных в более поздний период, был выполнен дополнительный комплекс, включающий РК, ИК и в части скважин АК. Данный комплекс исследований не позволяет осуществить количественную интерпретацию материалов ГИС с определением пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности большого разнообразия типов коллекторов, выделенных на месторождении.

В скважинах, пробуренных после 1956 года, применен более расширенный комплекс ГИС, включающий следующие методы:

микрозондирование МЗ микропотенциал-зондом A0,05M и микроградиент-зондом А0,025М0,025N в масштабе глубин 1:200 и сопротивлений в 1 см 2,5 Омм;

микробоковой каротаж МБК в масштабе глубин 1:200 и сопротивлений - в логарифметическом масштабе;

боковой каротаж БК в масштабе глубин 1:200 и сопротивлений - в логарифметическом масштабе;

индукционный каротаж ИК в масштабе глубин 1:200 и сопротивлений - в функциональном масштабе;

радиоактивный каротаж РК, включающий гамма-каротаж ГК и нейтронный гамма-каротаж НГК в масштабе глубин 1:500 и 1:200;

акустический каротаж АК по скорости с записью кривых Т1, Т2 иDТ в масштабе глубин 1:200 и интервального времени в 1 см 20 мксек/м.

Отбор и исследования керна

В отчете по подсчету запасов нефти по состоянию на 01.07.1957 г. использованы данные исследования кернов основной группы скважин, пробуренных до 1957 г. В последующий период пробурено лишь 67 скважин, основная часть которых расположена в пределах залежей тяжелых нефтей III-т и IV-т горизонтов, и лишь единичные скважины (№№ 573, 765, 780, 790, 810 и др.) были пробурены на майкопские и эоценовые отложения.

Основной объем эксплуатационного бурения (около 90%) на месторождении осуществлен в период 1948-1955 г.г., в настоящее время общий пробуренный фонд составляет 615 скважин.

Не смотря на значительное количество пробуренных скважин, степень изученности месторождения месторождении в части исследований керна и выполненного комплекса ГИС характеризуется как очень низкая.

Низкая степень изученности месторождения в части охвата исследованиями керна не позволила при подсчете запасов в 1957 г обосновать петрофизические зависимости, алгоритмы определения пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и выполнить кондиционную количественную интерпретацию недостаточного комплекса геофизических исследований в пробуренных скважинах.

Охват исследованиями керна в скважинах в целом по месторождению составляет 4,5% (28 скважин). Охват исследованиями керна в вертикальном разрезе от кровли до подошвы по всем участкам составляет 1-3 образца или 2-3% от эффективной толщины коллектора. Приведенный охват исследованиями керна, не равномерное распределение скважин по площади месторождения и отдельным продуктивным горизонтам не позволяет построить объективное распределение ФЕС ни по площади, ни в вертикальном разрезе.

. СВОЙСТВА И СОСТАВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

3.1 Свойства нефти и газа

нефти и газа по Ахтырско-Бугундырскому месторождению производились за период разработки ЦНИЛом объединения Краснодарнефтегаз, КФ ВНИИ И НИЛ Черноморнефть и Абиннефть.

Физико-химические свойства нефти и газа изучены по данным 237 проб нефти, отобранным из траппов, 5 анализов пластовой нефти и 16 анализов газа.

В результате исследования выявлены два типа нефтей - тяжелые и легкие. Тяжелые нефти приурочены к залежам горизонтов понта (I-т), меотиса (II-т), сармата (III-т) и эльбургана (IV-т). Легкие нефти приурочены к залежам майкопа, свиты горячего ключа (I-V), ильской свиты (VI, VII) и кумской свиты.

3.1.1 Тяжелые нефти

Глубина залегания продуктивных горизонтов тяжелых нефтей составляет: в I-т - от 310 до 447 м, II-т - 350-496 м на Бугундыре и 600-710 м на Ахтырском участке; III-т - 765-810 м; IV-т - 335-468 м на Бугундыре и 795-840 м на Ахтырском участке. Нефти I-т - III-т горизонтов в повышенных частях залежей контактируют с размытой поверхностью коллекторов IV-т горизонта. Поэтому нефти этих горизонтов очень близки по своим физическим свойствам и химическому составу. Нефти тяжелые плотностью от 0,971 до 0,980 т/м3, высокосмолистые - акцизных смол 53-72%, с высокой кислотностью от 240 до 816 КОН на 100 г, очень вязкие - при 50°С кинематическая вязкость колеблется от 300 до 500 сст, бензиновые фракции практически отсутствуют [9]. Начало кипения 240-280°С.

По групповому углеводородному составу тяжелые нефти относятся к смешанному типу нафтеново-метано-ароматическому, с преобладанием нафтеновых углеводородов [4]. Данные физико-химических анализов нефти приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Групповой углеводородный состав тяжелых нефтей (Мочульский В.М., 2012)

Продуктивный  горизонт

Плотность газа по воздуху

Содержание, % объемные

Плотность



СО2

СН4

С2Н6+ высшие


III-т скважина № 49

0.576

3.00

94.8

2.1

0.979

IV-т скважина № 9-Б

0.730

8.00

79.7

12.3

0.971


Анализы растворенного в нефти газа произведены по пробам газа, отобранным по ограниченному количеству скважин без соблюдения равных условий отбора. Поэтому существуют некоторые отклонения в составе газа. Тем не менее, наблюдается определенная зависимость химического состава газа от химического состава нефти: тяжелым нефтям соответствуют сухие газы.

3.1.2 Легкие нефти

Залежи легких нефтей приурочены к майкопским отложениям, имеющим моноклинальное залегание, и горизонтам I-VII нижнего структурного этажа. При этом майкопские отложения как бы запечатывают собой размытые головные части горизонтов I-VII [11].

Контакт майкопских отложений с нижележащими палеогеновыми залежами имеет различный характер:

нефтеносная часть майкопа контактирует с нефтеносной частью залежей I-VII и верхней частью V горизонта, а также с водоносной часть залежей I, III;

водоносная часть майкопа контактирует с нефтяными залежами нижней части V горизонта, VI и VII;

глинистая часть майкопа (экран) контактирует со II - VII горизонтами.

Кроме того, нефтяные залежи горизонтов I - III, IVа и IVб контактирует с отложениями чокрака, карагана и сармата.

Различные условия залегания оказывают, по-видимому, влияние на физико-химические свойства нефти и газа.

Легкие нефти майкопа и продуктивных горизонтов I-VII очень близки по физико-химическим свойствам и относятся по групповому углеводородному составу к смешанному типу метано-нафтеново-ароматическому [12].

По технологической классификации нефть относится к легким, малосернистым, смолистым, высокопарафинистым (за исключением парафинистых в IV и V горизонтах).

Нефти обладают низкой кислотностью - 12-40 мг КОН на 100 г.

Температура застывания в пределах минус 20 +11оС. Ввиду однотипности указанных нефтей рекомендован их общий сбор и совместная транспортировка.

Для подсчета запасов определялись средние значения плотностей нефти в целом по каждому продуктивному горизонту:

Майкоп - 0,867 т/м3;- 0,882 т/м3, глыба - 0,850;- 0,860 т/м3, глыба - 0,850;- 0,875 т/м3, глыба - 0,849;- 0,869 т/м3 т/м3, глыба - 0,869;- 0,861 т/м3, глыба - 0,861;- 0,865 т/м3, глыба - 0,857;

кумский - 0,850 (по аналогии с VII б).

Плотность нефти уменьшается с глубиной, за исключением II горизонта (мало анализов).

Нефти с наименьшей плотностью 0,845-0,850 содержат меньше смол - 15-18%, обладают меньшей органической кислотностью, но зато содержат большее количество парафина - до 5-6% и относительно большее количество легких фракций до 100°С 8-12%, увеличивается содержание бензино-керосиновых фракций - до 275°С - до 48%.

На величине плотности нефти сказывается то обстоятельство с чем контактирует данный участок залежи - с глинами майкопа, с водонасыщенной или нефтенасыщенной частью майкопа или вблизи водонефтяного контакта.

В наиболее повышенной части залежи, где экраном служат майкопские глины плотность нефти минимальная, вблизи водонефтяного контакта или в зоне гравитационной нарушенности плотность нефти возрастает.

Наличие легких нефтейметано-нафтеново-ароматического типа с преобладанием метановых углеводородов в залежах I-VII продуктивных горизонтов, а также уменьшение плотности нефти с глубиной от более древних отложений к молодым, а не наоборот указывает на то, что формирование этих залежей происходило после того, как их размытая поверхность была перекрыта отложениями майкопа и миоцена.

Исследование нефтей в пластовых условиях произведено по пяти пробам по 4 скважинам из горизонтов IV, V и I-VII.

Плотность пластовой нефти равна 0,736-0,796, содержание газа 76,3-108 м3/т, объемный коэффициент - 1,18-1,29.

3.2 Свойства пластовых вод

Горизонт I-т (понт)

Воды горизонта относятся к щелочным гидрокарбонатно-натриевого типа, классу S1, хлоридной группе, натриевой подгруппе. Минерализация вод различна и колеблется от 967 мг-экв./л в головной части (471 м) до 225 мг-экв./л на погружении (640 м). Общая щелочность также изменяется от 71,19 до 22,4 мг-экв./л, А1 = 12-14,5%-экв. Содержание хлора варьирует от 14,62 до 3,2 г/л. Генетический коэффициент вод имеет небольшие изменения 1,14-1,2.

Минерализация вод I-т горизонта уменьшается от свода к крыльевым частям, что объясняется контактом вод в сводовой части с палеогеновыми водами.

Горизонт II-т (меотис)

Пробы в пробуренных скважинах не отбирались, анализы вод не производились. По результатам стандартного каротажа в разрезе меотиса по всей площади отмечаются пласты и прослои водоносных песков максимальной мощностью до 10 м.

Горизонт III-т (сармат)

Воды горизонты гидрокарбонатно-натриевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Общая минерализация их составляет 678,7-888,0 мг-экв./л. Степень метаморфизации Na/Cl=1,01-1,28, содержание хлора колеблется от 9,58 до 14,39 г/л, йода от 17,0 до 36,0 мг-экв./л.

Горизонт IV-т (эльбурган)

Пластовые воды горизонта являются щелочными гидрокарбонатно-натриевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Минерализация их колеблется в небольших пределах от 570,68 до 771,2 мг-экв./л.

Генетический коэффициент вод изменяется от 1,12 до 1,29. Характеристика А1 равна 1,12-1,29. Это указывает на то, что воды горизонта щелочные.

Содержание йода в водах IV горизонтах колеблется от 15,1 до 20,0 мг-экв./л, бром - 53-58,8, бора - 21,6-56,2 и аммония - 21,6-48,8 мг/л.

Майкопский продуктивный горизонт

Минерализация пластовых вод изучалась по анализам вод из скважин №№ 7-Б, 200, 419, 457 и 560. Характеристика вод погруженной части залежи резко отмечается от вод головной части майкопа. Воды щелочные; А1=23,3%, гидрокарбонатно-натриевого типа (Na/Cl=1,31), минерализация вод равна 716,2 мг-экв./л, содержание хлора - 5,6 г/л.

Майкопский горизонт расположен на более высоких гипсометрических отметках (1200 м). Минерализация вод в этих скважинах высокая и составляет 1447-1684 мг-экв./л. Степень метаморфизации Na/Cl=1,06-0,95, что указывает на переходный тип вод от щелочных к более жестким (А=0-5%-экв). Содержание хлора колеблется от 23 до 28,6 г/л.

Такая закономерность уменьшения минерализации с погружением объясняется лучшей фильтрацией и промытостью вод в мощных песках законтурной области. Головные же части залежи характеризуются застойным режимом.

Палеогеновые горизонты

Сложное геологическое строение опрокинутого северного крыла складки, наличие зон размыва, гравитационных и других тектонических нарушений и частое чередование нефтеносных и водоносных прослоев обусловили пеструю гидрогеологическую характеристику месторождения.

Свита Горячего ключагоризонт

Горизонт опробован только в трех скважинах. В одной скважине получена вода, а в двух скважинах - нефть с водой.

Минерализация вод из двух скважин составляет 2353-2598 мг-экв./л, а в скважине почти в 2 раза меньше 1410-1487,9 мг-экв./л. Объясняется это тем, что скважина расположена в зоне нарушений и ее воды не характерны для I горизонта.

Воды I горизонта жесткие, хлоркальциевого или хлормагниевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Степень метаморфизации Na/Cl=0,98-0,99, содержание хлора 40-43 г/л и аммония - 124,2-129,6 мг/л, йода не более 8,5 мг-экв./л, бора - 21-26 мг/л и брома - 140-143 мг/л. Гидрохимическая характеристика горизонта указывает на застойные условия бассейна.горизонт

В начальный период разработки горизонт опробован в семи скважинах, в пяти из них получена пластовая воды и в трех - вода с нефтью.

Воды II горизонта охарактеризованы небольшим количеством химических анализов.

По химической характеристике воды II горизонта аналогичны водам I горизонта. Минерализация их составляет 2264-2632 мг-экв./л с содержанием хлора от 40 до 47 г/л. Воды также жесткие, хлоркальциевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы, т.е. застойного характера.горизонт

В начале разработки при опробовании двух скважин получены притоки чистой воды и в трех скважинах вода с пленкой нефти или с нефтью.

Минерализация вод III горизонта меньше чем II и I и равна 1588-1866 мг-экв./л. Содержание хлора ниже, чем в I и II горизонтах и составляет 28-32 г/л. Коэффициент Na/Cl=0,92-0,79. Воды горизонта жесткие, хлоркальциевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы.

Содержание йода колеблется от 4,0 до 30 мг/л, аммония - 54-66 мг/л и брома - 87-106 мг/л.

Как и воды I и II горизонтов воды III горизонта характеризуют бассейн с застойными условиями.а горизонт

В начальный период разработки пластовая вода получена в одной скважине, а вода с нефтью более чем в 14 скважинах.

Минерализация вод IIIа горизонта ниже чем III и колеблется от 904 до

мг-экв./л, содержание хлора - 15,6-21,55 г/л; степень метаморфизации Na/Cl=0,93-0,98, т.е. воды также жесткие, хлоркальциевого или хлормагниевого типа, класса S1, хлоридной группе, натриевой подгруппы.

Содержание йода составляет 11-59,1 мг/л, брома - 54-187 мг/л и бора -

,5-56,2 мг/л.

Таким образом воды IIIа горизонта сходны с водами III и относятся к глубинным застойного характера, но степень минерализации падает со стратиграфической глубиной.горизонт

Воды IV горизонта различны как по типу, так и по минерализации, которая колеблется в пределах 550-1400 мг-экв./л в зависимости от положения скважины на структуре.

У поверхности размыва на севере воды менее минерализованные и щелочные, на погружении и за контуром нефтеносности они обычно более минерализованные и жесткие.

Поэтому в разрезе IV горизонта установлено три типа вод: гидрокарбонатно-натриевый, хлоркальциевый или хлормагниевый; в единичных случаях встречается и сульфатно-натриевый тип вод - переходный от гидрокарбонатно-натриевого.

Жесткие воды хлоркальциевого и хлормагниевого типа относятся к классу S1, встречаются на западе месторождения, в центре залежи и меньше - на востоке.

Генетический коэффициент Na/Cl=0,94-0,99, S2 меняется от 0,14 до 9,0.

Очевидно, воды этого типа имеют переходный характер от слабо-жестких к щелочным.

Коэффициент метаморфизации Cl-Na/Mg в среднем колеблется от 0,8 до 2,0, что подтверждает метаморфизм вод IV горизонта - переход их из хлормагниевых в хлоркальциевые. Величина S1 почти постоянна 90-97. Сульфаты в водах почти отсутствуют.

Гидрокарбонатно-натриевые щелочные воды в IV горизонте встречаются реже, чем жесткие и установлены у зоны размыва (в головной части) и на востоке залежи.

Генетический коэффициент этих вод колеблется от 1,01 до 1,08. Характеристика А1 равна чаще 0,06%, редко 8%, что указывает на то, что воды в основном слабо щелочные, и имеют тенденцию перехода в жесткие.

В восточном районе находятся скважины, дающие только щелочные воды с минерализацией до 527 мг-экв./л. А1 доходит до 8,8, что объясняется сообщением IV горизонта по нарушениям с нижележащими V, VI, VII и VIII горизонтами, в которых содержатся преимущественно щелочные с меньшей минерализацией.

Разнотипность вод IV горизонта объясняется нарушенностью залежи.

Содержание йода и брома в водах IV горизонта изменяется в широких пределах: йода от 5 до 62 мг/л, брома - 54-158 мг/л. Меньшее значение присуще жестким, более минерализованным водам. Большое количество этих элементов имеют щелочные воды, имеющие меньшую минерализацию. Содержание аммония в водах также изменяется в значительных пределах, от 15 мг/л до 47 мг/л.горизонт

Воды V горизонта щелочные гидрокарбонатно-натриевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Они менее минерализованы (360-502 мг-экв./л), чем воды IV горизонта. Содержание хлора колеблется от 5 до 8 г/л. Характеристика S1 колеблется в низких пределах: от 75 до 96% за счет колебаний «А». Общая щелочность колеблется от 9 до 50 мг-экв./л.

Генетический коэффициент колеблется от 1,01 до 1,1, что указывает на слабую щелочность вод.

Содержание йода изменяется от 17 до 51 мг/л, т.е. значительно выше, чем в жестких водах I-IV горизонтов. Содержание аммония в водах V горизонта колеблется от 21 до 30 мг/л. Количество бора - 21-93 мг/л, брома - 56-169 мг/л.

Ильская свитагоризонт

Воды горизонта более щелочные и менее минерализованные, чем воды V горизонта, но относятся к тому же гидрокарбонатно-натриевому типу.

Минерализация их составляет 300-436 мг-экв./л. Значение генетического коэффициента Na/Cl=1,2-1,4, т.е. метаморфизм данных вод произошел значительно глубже, чем в водах V горизонта.

Характеристика щелочности А1 возрастает от 19 до 27%, приобретая почти постоянное значение. Общая щелочность колеблется от 37 до 65 мг-экв./л. Содержание хлора уменьшается, достигая 5 г/л.

Отличительным компонентом вод VI горизонта от вод V служит коэффициент метаморфизма Na/Cl>1,2. В водах V горизонта он равен 1,01-1,1.

Микроэлементы в VI горизонта распределяются следующим образом: аммония содержится от 18 до 23 мг/л, йода 30-50, бора 35-80 и брома 95-145 мг/л. Количество йода и брома больше, чем в V горизонте.горизонт

Минерализация вод VII горизонта еще меньше (240-390 мг-экв./л), а щелочность несколько выше, чем вод VI горизонта. Она изменяется от 23 до 65 мг-экв./л. Значение А1 изменяется от 10 до 30%, а S1 от 70 до 87%.

Меньшая минерализация и большая щелочность отмечаются в скважинах, эксплуатирующих головную часть пласта и центр залежи.

В целом по химическому составу воды VI и VII горизонтов близки между собой.

Калужская свитагоризонт

Воды горизонта являются щелочными, гидрокарбонатно-натриевого типа, класса S1, хлоридной группы, натриевой подгруппы.

Минерализация их почти в два раза выше, чем вод VII горизонта. Характеристика щелочности А1 возрастает до 45%, а общая щелочность - до 143 мг-экв./л.

Количество йода и аммония также возрастает и равно соответственно 62 и 61 мг/л.

Генетический коэффициент (Na/Cl) возрос до 1,88, что указывает еще на глубокий метаморфизм вод VIII горизонта.

В целом воды VIII горизонта химически идентичны водам VII горизонта.

Коллекторы I-т понтического горизонта на юге контактируют с коллекторами IV-т горизонта. У этого контакта воды понта наиболее минерализованы, а с погружением в северном направлении переходит в почти пресные. Минерализация же IV-т горизонта с погружением в южном направлении увеличивается т.к. запечатана экранирующими тектоническими нарушениями.

Коллектора II-т и III-т горизонтов имеют ограниченное распространение и таким образом являются запечатанными, лишенными области питания.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе выполнения работы продолжено изучение геологического строения Ахтырско-Бугундырского месторождения.

Сложное геологическое строение предопределило значительные различия в составе пластовых флюидов

В результате исследования выявлены два типа нефтей - тяжелые и легкие. Тяжелые нефти приурочены к залежам горизонтов понта (I-т), меотиса (II-т), сармата (III-т) и эльбургана (IV-т). Легкие нефти приурочены к залежам майкопа, свиты горячего ключа (I-V), ильской свиты (VI, VII) и кумской свиты.

Воды горизонта относятся к щелочным гидрокарбонатно-натриевого типа, кл333ассу S1, хлоридной группе, натриевой подгруппе.


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Булатов, А.И. Нефтегазопромысловая научно-техническая энциклопедия/ А.И. Булатов. - Краснодар: Просвещение-Юг, 2009. - 317 с.

Дердуга, В.С. Детальная комплексная интерпретация геолого-геофизических материалов южного борта Западно-Кубанского прогиба в пределах Украинского, Абино-Украинского, Ахтырско-Бугундырского лицензионных участков с целью выявления и подготовки объектов ГРР: Отчет о НИР ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»/ В.С. Дердуга и др. - Краснодар, 2011. - 210 с.

Джалалов, К.Э. Построение структурной модели эоцен-палеоценовых отложений складчатой зоны Западно-Кубанского прогиба с целью поиска объектов для доразведки: Отчет о НИР ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»/ К.Э. Джалалов, В.С. Дердуга, В.Л. Сапунова и др. - Краснодар, 2008. - 120 с.

Ермолкин В.И. Геология и геохимия нефти и газа/ В.И. Ермолкин, В.Ю. Керимов. - М.: Недра, 2012. - 460 с.

Кобышева, Н.В. Климат России/ Н.В. Кобышева. - СПб: Гидрометеоиздат, 2001. - 655 с.

Мочульский, В.М. Технологический проект разработки Ахтырско-Бугундырского месторождения/ В.М. Мочульский и др. - Краснодар, 2012. - 372 с.

Никитенко, В.В. Дополнение к технологическому проекту разработки Ахтырско-Бугундырского газонефтяного месторождения: Отчет о НИР ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»/ В.В. Никитенко и др. - Краснодар, 2014. - 252 с.

Попков, В.И. Геология нефти и газа/ В.И Попков, В.А. Соловьев, Л.П. Соловьева. - Краснодар, 2011. - 257 с.

Попков, В.И. Геохимия нефти и газа/ В.И Попков, В.А. Соловьев, Л.П. Соловьева. - Краснодар, 2011. - 320 с.

Проект доразработки Ахтырско-Бугундырского месторождения: отчет ООО «РН-Краснодарнефтегаз»/ - Краснодар, 2001. - 137 с.

Проект доразработки Ахтырско-Бугундырского месторождения: отчет ООО «РН-Краснодарнефтегаз»/ - Краснодар, 2008. - 216 с.

Соловьева, Л.П. Основы геохимии/ Л.П. Соловьева. - Краснодар, 297 с.

Похожие работы на - Состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения Краснодарского края

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!