Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Совершенствование поисков и разведки залежей нефти и газа в триасовых отложениях Южного Мангышлака

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование поисков и разведки залежей нефти и газа в триасовых отложениях Южного Мангышлака"

Министерство топлива и энсргешки Российской Федерации РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК

Р г Р ЛП ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ 1 1 и ин И РАЗРАБОТКИ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ

На правах рукописи

Котов Владимир Петрович

УДК 550.8:551.76(574.12)

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЮЖНОГО МАНГЫШЛАКА

Специальность 04.00.17 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

А В Т О Р Е Ф Е Р А Т

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого - минералогических наук

МОСКВА. 1995 г.

Работа пыполнена в Казахском научно - исследовательском н проектном инсппуге исфгн и в ордена Трудового Красного Знамени гаституте геолопш и разработки горючих ископаемых ( ИГиРГИ )

Научный руководитель - доктор геолого - минералогических

наук профессор Д. С. Оруджева

Официальные оппоненты: доктор геологе - минералогических

наук профессор А. И. Летаеин

кандидат геолого - минералогических наук А. В. Черницкий

ведущее предприятие - Производственное объединение

" Мангистаумунайгаз "

Защита диссертации состоится " " Ф-УШ-М^К 1995 г. на заседании Специализированного Совета института геологии и разработки горючих ископаемых по адресу: 117312, ул. Ферсмана, 50.

еог.Шо/

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИГиРГИ. Автореферат разослан " 2 " 2-1ШЫ 1995 г.

Ученый секретарь Специализированного Совета кандидат геолого - минералогических наук В, Ф. Мантов

Общая характеристика работы.

Актуальность работы. Прирост запасоз нефти и газа на Южном Мангышлаке прогнозируется,главным образом,за счет отложений среднего и верхнего триаса. Перспективы их реализованы на по нефти и 16% по газу. Осгато.чные ресурсы связаны с мелкими ловушками нетрадиционного типа. Сложное строение последних,при недостаточном совершенстве методики поисков и разведки залеяей нефти и газз е триасе,в совокупности с низкой геологической информативностью исследовательских работ в скважинах и высокой стоимостью их строительства»обусловили низкую эффективность поисково-разведочных работ. Поэтому, очевидна актуальность настоящей работы,в которой на основе анализа и обобщения геологоразведочных работ в триасовых отложениях Юхного Мангышлака,разработаны методические приемы,способствующие повышению эффективности поисков и разведки залежей нефти и газа.

Цель работы- совершенствование поисков и разведки залежей нефти и газа на триасовых локальных структурах Южного Мангышлака .

Основные задачи исследований:

1. Анализ результатов исследовательских работ б триасовом разрезе скважин.

2. Оценка точности триасовых структурных построений по данным сейсморазведки.

3. Анализ результатов поисково-разведочных работ на триасовых месторождениях.

Изучение геологического строения и гидрогеологических особенностей триасовых отложений Южного Мангышлака.

5. Совершенствование поисков и разведки триасовых залежей нефти и газа.

Научная новизна:

1. Впервые разработаны условия вскрытия и испытания триасовых отложений, соблюдение которых позволяв'? достичь более высокой информативности результатов пластоиспытания и об"ективной оценки насыщенности и продуктивности перспективных отложений. Определены оптимальные длины интервалов отбора керна,обеспечивающие лучшую привязку вынесенного керна к геофизическим исследованиям скважин (ГИС).

2. Определена точность структурных построений в триаса по данным сейсморазведки.

3. В зулканогенно-каро'онзткых отложениях среднего триаса зыделени и прослежены на Южном Мангышлаке продуктивные горизонты и обоснованы толщины региональных флкидоупоров.

Впервые конкретизированы задачи поискового бурения на гризсовых структурах посредством определения границы "порога высокой продуктивности" залеии, е пределах которой предлагается ограничить на структуре площадь разведки ¡триасовой залеаи нефти и газа. Выведены количественные критерии расстановки скважин, основанные на зависимости изменения погрешности нефтегазонасыцен-ной толиины (НЭф) от плоцвди звлвни (5) на одну скважину и зависимости изменения эффективной нефтегазонасыщенной толщины в сквавинах,расположенных по площади среднетриасовой залежи от этой величины в сводовой скважине.

Практическое значение и реализация результатов работе. Автором совыестно с другими исследователями выделены в вулканогенно-карбонатной толще среднего триаса продуктивные горизонты,региональные флюидоупоры и установлена точность сейсмических структурных построений,которые обеспечивают правильный Еыбор в поисковых скважинах проектных горизонтов и их глубин.

Начиная с 1972 года автор принимал непосредственное участие в анализе,обощении геолого-геофизических материалов и выдаче рекомендаций производственному об"единению "Мангышлакнефть" (ПОНН), Мвнгышлакскому управлению разведочного бурения (МУРБ) на заложение поисковых и разведочных скважин,проведение пластоиспытаний, испытаний.в колонне,по изменению проектных глубин скважин ,об интервалах отбора керна и плотности промывочной жидкости на месторождениях Южный Кетыбай, Асар, Северо-Ракушечное, Туркменой,Кара-ыандыбас зень, Жиланды, Оймаша,Сарсенб8й, Сев.Карагие, Шинжир, Вост.Бек-гурлы, Сев.-Зап.Кетыбай, Тасбулаг, Сев.Ащисор, Уйлюк, На-хат, Карты, Сев.Карамандыбас, ВостЛзень, Зап.Актас, Алатобе,Сар-тобе, Ащиагар, Сев.Аккар.

Результаты анализа геолого-геофизических материалов были изложены в научно-исследовательских отчетах по подсчету запасов нефти и газа»оперативной оценке результатов разведки новых месторождений Южного Мангышлака,использованы для изучения геологического строения и уточнения строения залежей нейти и газа (1972-1978гг), анализа результатов и рекомендации по дальнейшему проведению поисково-разведочных работ,обоснования основных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ (1981-1993 гг.), авторского

надзоре за выполнением исследовательских работ в сквэкинах и разработки рекомендаций по повышению их эффективноеги (19911993 гг.)» проектов промышленной разведки месторождения Южный Же-тыбай (1976 г.) и ввода площадей в поисковое бурение (1981-1993гг.

В Мангышлакоком управлении разведочного бурения были приняты и внедрены в практику работ созданные аваром следующие рационализаторские предложения: способ выявления и уточнения продуктивных объектов при поисках и разведке залежей нейти и газа (1982 г.)» определение максимально допустимой плотности промы -вочной жидкости при вскрытии триасовых отлокений Юяного Мангы -шлака (1983 г.), способ повышения достоверности испытания отложений с помощью пластоиспытателей (1983 г.); способ повышения достоверности опробования триасовых отложений Южного Мангышлака (1985 г.).

Автором составлено "Практическое руководство по определении начального давления притоке при испытании триасовых отложений Южного Мангышлака",которое в 1982 году было принято ПО "Мангышлак-нефть и ПО "Мангышлакнефтегеофизика", а твкже использовано при поисково-разведочных работах на площадях Буденовского УБР ПО "Сгавропольнефтегаз*1 в 1986 г. и при проектировании УКРГИПРОНИИ-нвфть поисково-разведочных работ на площадях Хухринская и Сереб-ровская Днепрово-Донецкой впадины в 1986.году.

Автор является первооткрывателем месторождений Асар, Южный Яатнбай.и Северо-Ракушечноа. Его рекомендации на заложение поисковых скважин на триасовые отложения,реализованные через проекты поискового бурения,составленные с его участием,- привели к открытие залежай нефти и гага и уточнению.их запасов на площадях: Сев.-ЗапЛетыбай, Тасбулат (Западный блок), Зап.Актас, Вост.Бектурлы, Юго-Восточное Бвктурлы, Сев.Акар, Свв.Карагие, Алатобв, Жиланда, Сарсенбай, Уйлюк,'Сев.Ащисор, Ыахат, Жарты, Свв.Карамандыбас, Ащиагар.

Фактический материал результатов геологоразведочных работ на Южном Уангншлакв и исследовательских работ в скважинах (отбор керна, пластоиспытания,испытания в колонне и интенсификации притока) собран в 1972-1993 годах. В работе были использованы фондовые материалы ПО "Мангышлвкнефть", Ыангышлакского управления разведочного бурения (МУРБ), ПО "Мвнгышлакнефгегаофизика'ЧКЭМНГР, ИГиРГИ.КазНШШнефть , КазНИГРИ,ВНИГРИ,ВНИИГаз, а также многочисленные опубликованные в периодической печати рвботы.

Объем работы. Текст(155 стр. ) включает восемь глав,введе-

нив и заключение, 5 таблиц, 18 рисунков и список литературы из 150 наименований.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертации докладывались на геологических совещаниях ПО "Мангышлвкнефть" в 1980г.,1981г.,1982г.,1983г., на совместной заседании геологических секций краевого правления НТО нефтяной и газовой промышленности и технического совета производственного обпединения "Став-ропольнефтегаз" в 1986 г.; на республиканской конференции НТО НГП "Итоги геологоразведочных работ за 1986 г. и повышение их эффективности в ХП пятилетке на основе ускорения научно-технического прогресса" в 1987'г.; на республиканской научно-технической конференции "Совершенствование разработки месторождений высоко- ' парафинистых и высоковязких нефгей" в 1990 г. По теме диссертации опубликовано 22 статьи.

Диссертация выполнена в ИГиРГИ под руководством доктора ге^лого-минералогических наук профессора Д.С.Оруджевой,которой автор выражает глубокую признательность.

¿втор йЬкренне благодарен за систематическую помощь в работе и во внедрении отдельных рекомендаций и предложений в практику поисково-разведочных работ,в также за полезные советы и консультации Александрову А.Д.,Вандюк Ю.А., Воскобой В.А., Досмухвм-бетозу Д.М., Дмитриеву Л.П., Исангильдеевой Ф.А.,Земскову В.А., Клычникову A.B., Конысову Ï.H., Крымову В.П.,Крымкулову C.B., Коростышевскому U.H.,Крылову H.A.(Кузнецову В.В., Кышко И.Г.,Па-нстиной H.A.,Рабиновичу A.A., Сафиной P.S., Силичу А.Ы., Титову Б.И., Хеирову Г.Б., Чагай В.Г.

Автор благодарен также Богачевой Г.А. за неоценимую помощь в техническом оформлении диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Главе I. Геологическое строение триасовых отложений.

В изучение геологического строения и перспектив нефтегазо-носности триасовых отложений внесли большой вклад Бененсон В.А., Виноградова К.В., Волож Ю.А., Воцалевский Э.С., Гвврилов В .П., Грибков В.В., Данилин А.Н., Димаков А.И., Дмитриев Л.П.,Дъяков Б.Ф., Бдоенкин С.С., Князев B.C., Коген А.Б., Козмодемьянский В.В., Кононов'Ю.С.,Коробкин Л.М., Коростышевский М.Н., Крылов Н,А., Крымкулов С.Е., Клычников A.B., Кузнецов В.В., Кунин Н.Я., Лап-^ шов В.А.,Легэвин А.И., Липатова В.В., Муратов HJ., Нугмвнов Я.Д., ОруджеЕЗ Д.С., Пэнкое В.А., Пасуманский И.Ы., Попков В.И., Про-

някпв В.Д., Рабинович A.A., Силич A.M., Тамаров А.П., Титов Б.И., Токарев Б.П., Флоренский П.Ф., Чакабаев С.Э., Шлезингер A.B., Юперов Ю.К.

Стратиграфия. Триасовые отлокения несогласно залегают на разновозрастных породах палеозойского фундамента,сложенного преимущественно сланцами,субграуваками и аркозами. Разрез их представлен тремя отделами: нижним,средним и верхним.

Нижний отдел сложен песчано-глинистыми породами и маломощными пропластками карбонатов. Породы низкопористые и низкопроницаемые. В южной и центральной частях 2егыбай-У зеньской тектонической ступени нижнетриасовый разрез завершает карбонатно-тер -ригенная толща ( горизонт "Г"), сложенная аркозовыми,известкоЕИс-тыми песчаниками,обладающими высокими коллекторскими свойствами с прослоями туфоаргиллитов, туфозлевролитов,туфов, от сероцвет-ной до пестроцветной и крэсноцвэтной окрэски. Вскрытая толщина их Еэрвирует от 2251 ы (У зень,П5) до 0 м.

Средне триасовые отложения залегают на разновозрастных породах от палеозойских до нижнетриасовых. Нижняя часть разреза сложена доломитами,известняками с прослоями туфов,.туффитов, туфоаргиллитов и песчаников (горизонты БВ; В; ВГ ) . Выше по разрезу залегают известняки с прослоями доломитов, туфопесчаников. Завершает карбонатный разрез толща неравномерного, переслаивания из -"вестняков и туфов с редкими прослоями гуффитов (пачки А; АБ; Б). В вулканогенно-карбонатной толще развиты коллектора с высокими емкостно-филырационными свойствами. В верхней части вулканогенно-карбонатной толщи известняки сильно битуминизированы, поэтому окраска пород изменяется от темно-серой до черной. Верхняя, гвр— ригенная, часть среднетриэсового разреза сложена преимущественно аргиллитами с примесью туфогенного материала. Породы харвктеризу-юеся низкими коллекторскими свойствами. Толщина средне триасового разреза изменяется от 623 и ( Южный Жетабэй) до 97 м (Оймаша) и до О ы. нэ Кокумбайской ступени и северной части Жетыбай-Узедь-ской ступени.

Верхнетриасовые отложения в нижней и средней частях разреза, представлены нер8вномерным'.переслаиванием песчаников,туфопесчаников, туфов,аргиллитов и алевролитов. Высокопроницаемые коллектора установлены в базальном горизонте верхнего триасе. Породы серого цвета с зеленоватым оттенком. В верхней части разреза развиты терригенные отложения, сходные по облику и составу пород с перекрывающими отложениями юры. Толщина верхнетриасовых отлокений

изменяется от 927 и (Баканд) до п м в бортовых частях Южно-Мангы-шлзкского прогибе и на сводах высокоаыплитудных локальных поднятий (Южный Кетыбэй, Тасбулвт, Ракушечномысская).

Тектоника. В тектонической отношении триасовые отложения по сравнении.с перекрывавшими юрскими характеризуются более сложным строением,обусловленным интенсивной дислоцированностыо пород и большой плотностью разрывных нарушений. На северном борту Южно-Мвнгышлакского прогиба и в приразломных зонах углы падения достигают 40-60°. Разрывные нарушения преимущественно субширотного и северо-западного ( на бортах Южно-Мангышлакского прогиба) или субмеридионёл'ьного (Карвгиинскэя седловина) направления достигают длины 15 + 80 км_. Структуры в триасовых отложениях ' ' связаны с разрывными нарушениями. Небольшие по длине,порядка 1*6 км,разрывные нарушения,зачастую оперяющие крупные,создают мелкоблоковое строение триасовых отложений и локальных структур.

На крупных месторождениях УзеньДетыбай,Тенге установлено несоответствие юрских и триасовых структурных планов. Однако для мелких и средних характерно соответствие триасовых структурных планов юрским~(Северо-Ракушечное, Южный Жетыбвй). Фонд локальных поднятий,выявленных и подготовленных к поисковому бурению в триасовых отложениях, включает более 20-и структур.

Глава 2. Нефтегазоносность.

В верхнетриасовом разрезе продуктивные пласты сконцентрированы практически только в нижней части (вулквногенно-терригенной) толщи. Выявленные залежи связаны с одним-двуыя песчвными пластами,в которых развиты коллектора порово-трещинного типа. Средние значения открытой пористости и проницаемости коллекторов составляют 7,2 - 8% и 0,00002 - 0,0138 мкм2. Основные перспективы связаны с бэзальный горизонтом верхнего триаса,из которого получены фонтанные притоки нефти: например до 108 м3/сут через 9 мм штуцер (Северное Карагие скв.5, интервал 3591-3603 и )..

На локальной структуре Северное Карвтие высокодебитные притоки нефти и газа были получены из базального горизонта в скважинах,пробуренных по длинной оси поднятия,а на крыле и периклиналях--только низкодебитные или не получено притока. Такое изменение продуктивности скважин по структуре обусловлено ухудшением проницаемости коллекторов от оси поднятия к крылу и периклиналяы структуры.

В среднетриасовом разрезе нефтегазонасыщенные коллектора выявлены в вулканогенно-карбонатной толще. В верхней части этого

разреза (пачки А; АБ) преобладают коллектора,главным образец,трещинного типа о низкими емкостно-фильтрационныни свойствами,что определило получение низкодебитных притоков нефти (0,5-10 ы3/ су г). На некоторых структурах (Алатобе, Ащиагвр, Демал, Сев.Ра-кушечное) в отдельных скважинах в печке "А" были выявлены единичные пласты с улучшенными коллекторскими свойствами,из которых получили средне- и высокодебитные притоки нефти и газа (10 - 50, >50 ы3/сут).

Высокопористые коллектора квверново-порового и порово-гре-цинного типа развиты преимущественно в средней и нижней частях средне триасового разре88 и карбонатно-герригенной толще завершающей разрез нижнего триаса.

Каверново-поровые коллектора развиты в доломитах,известняках и карбонвтизироввнных туфах с открытой пористостью и проницаемостью до 25/5 и 600 х Ю.-З цкм^. Порово-трещинныв коллектора установлены в туйах (Эйыашэ) с открытой пористостью от 4,1 до 13,635.

Дебиты нейти и газа из вулканогенно-карбонатных отложений Южного.Мангышлаке изменяются от единиц и3/сут до сотен и тысяч м3/сут. Максимальные дебиты нефти и гвза получены в скважине I-Алатобв при глубине забоя скважины 3758 м ( печка "А"), 9Н=1400 и3/сут, а <?г= 215 тыс.и3/сут через 13 мм штуцер, в скважина.23-'Южный 1етыбай,из интервала 3524-3800 м,(}г=210,3 тыс. м3/сут, Чн=36,5 м8/сут, фв =54,4 м3/сут через 8 мм штуцер.

В пределах локальных структур установлено изменение продуктивности скважин от высокодебитных,пробуренных в ее сводовой части до низкодебитных на крыльях и периклиналях поднятия,что обусловлено ухудшением проницаемости каверново-поровых коллекторов. Нижнетриасовые отложения сложены преимущественно низкопроницаемыми породами,поэтому при испытании скважин, получали в основном низкодебитные притоки нефти и газа. Только из карбонатно-терри-ганных отложений,завершающих нижнетривсовый рагрез,получали до среднедебитных притоки газа с конденсатом; Максимальный дебит газа с конденсатом получен в скважине 24- Южный Жетыбей из интервала 3710-3750 м, дг =270 тыс.м3/Сут, 9К =32,4 ы3/сут через 8 мм штуцер.

Залежи нефти и газа преимущественно пластовые,сводовые,тектонически экранированные (Северо-Ракушечное), на некоторых структурах и литолпгически ограниченные (Северное Карагие); а также массивные,тектонически экранированные и литологически ограничвн-

ные (Южный Кетыбай), реже пластовые,сводовые ненарушенные (Сев.-Зэпадный Жетыбай).

По результатам проведенных поисково-разведочных работ установлено наличие высокопродуктивных плгстоЕ-коллекторов в базаль-ноы горизонте верхнего триаса,средне¿5 и нижней частях вулканоген-но-карбонагной толщи среднего триаса и карбонатно-терригенных отложениях,завершающих разрез оленекского яруса нижнего триаса.

Гл8ва 3. Гидрогеологическая зональность триасоЕыэ£ вод.

Пластовые воды нижнеюрских и верхнетриасовых горизонтов по гидрохимический и гидродинамическим характеристикам близки между собой. Общая минерализация их 123 - 157 г/л, плотность -1,08 -1,11 г/см3. Воды хлоркальциевого типа.

В.верхней чести вулканогенно-карбонатной толщи (пачки А; АБ; Б ) минерализация вод варьирует от 44 до 83 г/л, плотность-от 1,02 до 1,05 г/см3. Воды, хлоркальциевого типа.

Между верхна- и средне триасовыми проницаемыми толщинами автором Еыделен и прослежен на Южном Мангышлаке региональный флюи-доупор в об"ема вулканогенно-терригенной толщи среднего триаса и» для большей территории,карбонатной пвчки "А".

В нижней части вулканогенно-кврбонатной толщи-( пачки "В"; "ЕГ";ИГ" ) отмечается пестрота состава пластовых вод.¡Наряду с хлоркальциевыми присутствуют гидрокарбонатно-натриевые и хлормаг-ниевые. Для них характерны невысокая плотность (1,0 -.1,02 г/см3). Эти вода по минерализации и плотности близки к вльб-сеноыанской и морской воде Каспия,используемым для приготовления промывочной жидкости,поэтому при пластоиспытании и в низкодебитных объектах опробования затруднена оценка достоверности пластовой воды. Для установления характера пластового притока рекомендуется разли-четь воды по процентному содержанию сульфатов. Доказано резкое, уменьшение сульфатов в триасовых водах по. сравнению с технической водой.

Разный состав пластовых вод в Еархней и нижней частях вулканогенно-карбонатной толщи в сочетании с более высокой энергией вод пачек В,ВГ,Г ( К8 = 1,14' - 1,18) по сравнению с водами пачек А,АБ,Б (Ка = 1,06 - 1,07 ) свидетельствуют о наличии непроницаемых пород в разреза пачек БВ и нижней части Б, развитых в района Жетыбай-У зеньской тектонической ступени.

Результаты исследований позволили выделить в среднетриасовом разрезе интервалы двух флюидоупоров и рекомендовать в нйзкоде-

битных объектах опробования устанавливать пластовый характер воды по процентному содержанию сульфатов.

Глава 4. Анализ эффективности методик поисков и разведки залежей нефти и газа в триасовых отложениях.

Выход поисковым бурением на триасовые отложения осуществлялся ,на начальном этапе, со структурной основы по юрским отложениям. В последующем локальные структуры в триасовых отложениях подготавливались сейсморазведочными работами МОГТ. Для заложения некоторых скважин на доюрские отложения использовались материалы палеотектонического анализа юрских и триасовых отложений.

При размещении скважин на локальных структурах в триасовых отложениях использовались методические рекомендации, составленные по результатам поисково-разведочных работ в юрской продуктивной толще. Первая скважина закладывалась в своде поднятия, вторая - в пределах последней замкнутой изогипсы на ьритическом направлении структуры, а остальные, при необходимости ,на разных гипсометрических уровнях,равномерно по площади структуры.

На некоторых поднятиях апробировались методические рекомендации ряда исследователей,направленные на выявление залежей неструктурного типа.

Известно,что нефтегазоносные структуры часто приурочены к региональным разломам земной коры. Гавриловым В.П. (1975 г.) показано, что происходит увеличение общего количества месторождений углеводородов по мере приближения к разломам на Туранской,Скифской и Западно-Сибирской плитах. В Предкавказье Фурсовой Н.П. (1969 г.) выделены зоны увеличенной густоты трещин в карбонатных породах, которые Гаврилов В.П. связывает с деятельностью разломов.

Основываясь на определяющей роли тектонических трещин при формировании природного резервуара в доюрских отложениях Южного Мангышлака Паламарь В.П. и др. ( 198<? г.) .Дмитриев Л.П. и др. (1984 г.) считали,что вторичные коллектора фер-лируклоя. вдоль разрывных нарушений и особенно в узлах их пересечений,л залети нефти и газа в таких зонах связаны,в основном,с ловушками неструктурного типа. На структурах,осложнённых разрывными нарушениями,кснтурн залежей контролируются морфологией зон развития вторичных коллекторов, которая в плане может быть очень сложной.

Предложенные этими авторами схемы размещения поисковых снва-жин близки между собой и включают их расстановку на оси трещинно--разрывной зоны и в узлах пересечения этих прогнозируемых зон.Про-

слеживание залежей нефти и газа от осей зон рекомендовалось вести по треугольной системе с последовательниц удалением каждой следующей с к в а к; пни . о г оси не более 50П м (Палзмарь В .П. и др.), пли вдоль осевой зон» с последовательным удалением скнажин от узла с шагом 2 км (Дмтриев Л.П. и др.). Ширина залежи определилась поперечным профилем скважин,расположенным между осевыми скважинами. От осевсй скважины рекомендовалось закладывать по одной скважине в обе стороны на расстоянии равном 2/3 ширины зоны.

Тимурзиев А.И. проблему поисков и разведки залежей УВ в низкопроницаемых коллекторах сводил фактически к определению в пределах структуры осей напряжений сжатия и растяжения,обусловленных новейшими деформациями. При совпадении зоны разрыва растяжения с осью структуры предлагалось,на небольших локальных поднятиях,вести бурение пробили скважин по оси структуры,а при значительных размерах локального поднятия бурение скважин на профилях и вкрест первому. Аятором било отмечено,что ширина зоны разрыва растяжения контролируется амплитудой структуры» Зависимость ширины зоны разрыва растяжения от амплитуды структуры в пределах значений амплитуд структур от 150 - 200 м до 1000 м позволяет достаточно на -дежно оценивать ширину залежи.

Известны способы расстановки скважин на локальных структурах вдоль длинной или короткой оси складок,взаимно пересекающихся профилей ("крест" скважин),диагональный профиль или по системе двух треугольников на каждом крыле поднятия. На залежах,приурочен-ных к изометричным правильным куполовидным складкам,рекомендуется скважины закладывать по трехлучевой системе ( Габриэлянц Г.А., Еридзинский A.M. и др.,! 582г.). Одной из основных задач скез:*ин, заложенных на крыльях и периклиналях структуры,является определение местонахождения контактов выявленных залежей нефти и газа. Однако,в низкопроницаемых отложениях с упругим режимом залежей нефти и го за,когда отсутствует четко выраженная водонасыщенная зона,определение контакта может привести к бурению непродуктивных скважин.

Все рассмотренные методические разработки и способу расстановки скважин не имеют количественного критерия оптимальности объемов поисковых и разведочных работ, допускают бурение скважин за контуром нефтеносности, не оценивают возможности повыше -ния геологической информативности исследовательских работ в скьа-жинпх и достоверности привязки сейсмических отражающих горизонтов .

12.

Глава 5. Оценка точности структурных построений по данным сейсморазведки.

Автором проведен анализ качественной и количественной оценки привязки к разрезам скважмн,наиболее динамично выраженного на временных разрезах 9ГТ и хорошо коррелируемого на Южном Мангышлаке в У2 сейсмокомплексе,!'® отражающего горизонта. Результаты анализа величин погрешностей привязки отражающего горизонта убедительно обосновали 50-метровую величину достоверности привязки уЗ?" отражающего горизонта,что позволяет существенно снизить ошибки в точности прогнозирования геологического разреза скважин,проектиру' емого комплекса исследовательских работ,а также при выполнении геологических построений.

Глава 6. Анализ поисково-разЕедочных работ на триасоЕых месторождениях.

Отсутствие количественных критерий расстановки скважин на за-леках нефти и газе в триасовых отложениях и низкая геологическая информативность исследовательских работ по оценке насыщения и ли-толого-^изических свойств коллекторов перспективных отложений приводит к заложению н8 триасовом поднятии большого количества скважин.

С целью совершенствования поисков и разведки залежей нейти и газа в триасовых.отложениях было проведено изучение геологичес-" кого строения и результатов поисково-разведочных работ на месторождениях Северное Карагие.Северо-Зап.Жегыбай.Сев.Ракушвчное и Южный-Жетыбай.

Месторождение Сев.Кзрзгие по подошве верхнего триасе имеет форму брахивнтиклинали субыеридионального простирания.Размеры структуры в пределах изогипсы минус 3800 м достигают 10,8x3,2 км и амплитуду. 118 м.Западная часть ее.отделяется разрывным нарушением субмеридионального направления. Размеры Западного полусвода в пределах изогипсы-3800 м составляют 8x2,5 км и амплитуду 78 ы..

Залежь нефти в базальном горизонте верхнего триаса разведана до отметки минус 3781 ы.Высота залежи ПО'ы. Площадь нефгеносноси составляет 24 км^. Залежь пластовая,сводовая,экранированная с запада разрыЕным нарушением,а с северо-запада и еостокз ограничена литологическим экраном.

Месторождение Сев.-Зап.Жетыбай по кровле пачки "А" среднего триаса имеет Зорму брахивнтиклинали северо-западного простирания. Раз?„'вры структуры в пределах изогипсы минус 30Э0 м составляют 7,0 х 1,8 км и эмплитуду 56 м.

В вулканогенно-карбонатной толще среднего триаса выявлено

две за лаки нейти. ¿Закспцальная площадь нефтеносности залежи "Б"

р

среднего триаса достигает 9,6 км . Енспты триэсоЕых зглежей "А" и "Б" рэены соответственно 27 м и 54 м. Залежи пластовые.сеодоеыв, литологически ограниченная с запада и востока (залежь "А") и ненарушенная (еалежь "Б"). Толщина вулканогенно-карбонатного разреза, включающего эти залеки нефти,составляет 154 м.

Месторождение СеЕеро-Ракушечное в триасовых отложениях характеризуется блоковый.строением обусловленным наличием нескольких разрывных нарушений. По кроЕле горизонта "Б" среднего триаса размеры Основного свода составляют, в пределах изогипсы минус 3820 м, 6,5 х 4,2 км и амплитуду 168 м, а Северного блока в пределах изогипсы минус 4080 м достигают 7,5 х 1,8 км и амплитуду ИЗ м. i

В вулканогенно-карбонатной толща среднего триаса (горизонт "Б") выявлены и разведаны две гаэоконденсатные залеки. Залежи пластовые,сводовые,тектонически экранированные. Площадь залеки "А" Основного ой>да составляет 17,5 км2 при высоте залежи 157 м , а Северного блока 12,9 км2 при высоте залежи 94 м. Площадь залежи "Б" Основного свода соизмерима с площадью залежи "А".

Месторождение Южный Детыбай по кровле пачки "В" среднего триаса имеет форму двухкупольной брахиантиклинальной структуры суб -широтного простирания осложненной на южном крыле высоковмплитудным раэрывным нарушением с направлением,идентичным простиранию структуры и несколькими оперяющих его нарушений. Размеры поднятия в пределах изогипсы минус 3750 и составляют 13,0 х 2,1 км и-амплитуду 700 м. Амплитуда тектонических нарушений варьирует от 50 м до 350 м. Южное опущенное крыло,осложненное двумя полусводаыи, имеет размеры 13,5 х 2,0 км в пределах изогипсы минус3950 м.

В вулканогенно-карбонатной толще триаса выявлена нефтяная залежь (печка "Б") не южном крыле поднятия и газоконденсатная (пачки В,ВГ,Г) на основной площади структуры. Толщина продуктивного среднечасового разреза,содержащего газоконденсатнув залежь, варьирует от 210 ы до 385 м. Оценка запасов нефти и газа в триасовых отложениях осуществляется об"емным методом. В работах Фролова Б.Ф. и др. (1976 г.), Быкова Н.Е. и др. (1978 г.), Дементьева Л.Ф. и др. (1981 г.) отмечено, что результаты поисково-рвзведоч-ных работ в крупных нефтегазоносных регионах свидетельствуют о допустимой точности при определении балансовых запасов нефти и газа по категории Cj до 33%. В том числе, по отдельным подсчет-ным параметрам ошибки допускаются: площадь нефтегазоносности ( S ) - до 20%; эффективная нефгегазонасыщешшя толщина (НЭф ),

коэффициент открытой пористости (Кп ) - 15$; коэффициент нефте-гззонасыщения (Кнг ) - 10% и плотность нефти ( - 2%.

На рассмотренных месторождениях выбранное местоположение поисковых скважин обусловило,продолжительное время, неизменность газоводяных и нефтеводяных контуров, поэтому оценка точности площади нефтегазоносности не производилась.

Для оценки точности НЭф , Кп и Кнг использовались графики стабилизации подсчетных параметров,составленные по первому варианту - в порядке бурения скважины на структуре, по второму - последовательно друг за другом,на чиная с последней, по очередности бурения (Гэбриэлянц Г.А.,Карпушин В.З., Пороскун В.И., 1978 г.). Анализ графиков стабилизации свидетельствует о том,что наи -большее количество скважин требуется для достижения необходимой точности НЭф.

Этот еывод в совокупности с применяемым способом расстановки скважин от свода структуры убеждает в необходимости анализа изменения НЭф по залени нефти и газа в среднегриасовых отложениях,а также в каждой скважине,пробуренной на структуре,от величины НЭф в сводовой скважине.

При оценке Ндф в скважинах,относительно этой величины в сво-доеой скважине, установлено,что в 68зальном горизонте верхнего триаса гребень структуры представляет собой зону наивысших значений НЭ(5 вне зависимости от гипсометрического положения его участков. К~крылу и периклиналяы поднятия проницаемость пород базаль-ного горизонта снижается и Ндф уменьшается до нуля в расстоянии 2-3 км от сводовой скважина.

В среднетриасовых залежах установлено господствующее положение НЭф в своде при резком уменьшении к крыльям и периклиналям поднятия. В своде поднятия фиксируется зона равных эффективных толщин с радиусом до 0,8 км - 0,5 км от сводовой скважины. Идентичный характер изменения Ндф каверново-поровых коллекторов на локальных поднятиях,расположенных в разных геоструктурных районах Южного Мангышлака обусловлен,по-видимому »наибольшей раскрытостьв и густотой трещин.и интенсивностью выщелачивания карбонатных пород в сводах структур.

В карбонатно-герригенной толще нижнего триаса (горизонт "Г") не установлено зависимости в изменении Ндф по площади залежи от свода поднятия. Существенное влияние на изменение НЭф по площади структуры видимо оказывает резкое уменьшение толщины горизонта "Г" к району западной периклинэли и отличив литолого-фацизльного

состава этих отложений от перекрывающих среднетриасовых.

Основываясь на закономерности изменения НЭф в верхне- и среднетриасовых природных резервуарах,автором изучено соотношение погрешностей НЭф по залежи на каждую пробуренную скважину (1,2, 3 .... п) от наиболее достоверного значения НЭф по залежи.полу-ченную на последнюю скважину при завершении разведки этой залежи

(—-2$—) и приходящейся на каждую пробуренную скважину площади эф -залежи ( £ скв.). Н

При анализе графиков зависимости величин и площади

залежи1на каждую пробуренную скважину установлено,э$что допустимая для категории С^ точность оценки НЭф по залежи получается при площади примерно 5 км2 не одну скважину для верхнетриэсовой залежи и 2 км на одну скванину для залежи в вулканогеяно-карбо-натной толще.

Фактически на месторождении нефти в верхнем триасе Северное Кара-

гие разведо^не работы были завершены при достижении на одну

р

скважину площади залежи равной 3,4 км , на месторождениях нефти в среднем триасе Северо-Западном Жетыбае - 1,6 км2, Северо-Раку-шечное в районе Основного свода - 0,88 км2 (совместно с опережающими эксплуатационными скважинами), в районе Северного блока -2,2 км2, а на газоконденсатном месторождении Южный Жетыбай -1,5 км2.

Очевидно, что на рассмотренных месторождениях ыоано было оценить запасы УБ по категории Ср сократив количество скважин: на одну - Северо-Эепадный Жетыбвй, две - Северное Карагие, три-Южный Жетыбай и одиннадцать - Свверо-Ракушечнов (Основной свод).

Сравнение величин оптимального количества скважин для триасовых залежей нефти и газа,рассчитанных по двум вариантам стабилизации подечетных.параметров (по порядку бурения скважин и от последней скважины) и варианту выбора оптимальной площади залежи на одну скважину при минимальной погрешности НЭф с фактически пробуренным фондом скважин,доказывает обоснованность выведенного критерия оптимального количества разведочных скввжин на триэсовой залежи. Твким образом,разведочные работы на тривсовых месторождениях следует считеть законченными при доведении нефтегазонасыщен -ной площади на одну скважину до 2-х км2 в среднетриасовых залежах и до 5 км2 в верхнетриасовых.

Глава 7. Анализ исследовательских работ в триасовом разрезе скважин.

Надежную характеристику о насыщенности и литолого-физических

параметрах коллекторов можно получить при сочетания геологически информативных пластоиспытаний с оптимальными длинами интервалов отбора керна и полном охвате такими объектами продуктивной толщи среднего триаса и нефтегазонасыщенных горизонтов в верхнем и нижнем триаса в совокупности с данными ГИС.

Для достоверности испытания Сухоносов Г.Д. предлагает соблюдать при бурении плотность промывочной жидкости и режим бурания исключающих возможность поглощения этой жидкости в перспективный интервалу депрессия испытания должна быть максимально возможной. Продолжительность периодов испытания устанавливается только в процессе испытания на основе наблюдения за интенсивностью его проявления.

Однако,этот способ не позволяет определиться перед пласто-испытанивц с оптимальными превышениями депрессий испытания над репрессией вскрытия для получения из коллекторов трещинного,поро-во-трещинного и каверново-порового типов однозначной характеристики насыщения. Кроме того, отсутствие притока не позволяет уверенно свидетельствовать об отсутствии« коллекторов в интервале испытания, а для получения достоверной информации о насыщении необходимо производить многократные пластоиспытания.

В процессе проходки триасовых отложений на больших репрессиях вскрытия происходит кольматация коллекторов и в околоствольной зоне скважины формируется "наведенное" давление,которые снижают информативность пластоиспытаний и опробования скважин. Автором установлено,что геологическая информативность ИПТ достигается при ограничении репрессии вскрытия триасовых отложений 2,0 МПз (порово-трещинныв и трещинные коллектора) - 5,0 МПа (каверново-поровые коллектора). При испытании каверново-поровых (средний триас) и порово-трещинных (верхний триас) коллекторов необходимо создавать 2-х кратное превышение депрессии испытания (дР£ ) над репрессией вскрытия ( Д Р1 ) , а при испытании трвщинных и порово-трещинных коллекторов (средний,нижний триэс,палеозой) необходимо создавать 4-х-5-и кратное превышение Д.Р2 над Д Р^-. Оптимальноа-врвмя притока выбирается в диапазоне 60-90 минут.

Соблюдение рекомендуемой репрессии вскрытия в совокупности с оптимальными депрессиями испытания позволяют уверенно оценить насыщенность вулканогенно-кврбонатных отложений при продолжительности вскрытия до 8-и суток,что соответствует примерно 80-100 м проходки долотом. В верхнвтривсовои разрезе,из-за меньшей устойчивости стенок скважины,максимальные длины ИПТ следует ограничить

45 м.

Для оперативного расчета начального давления притока,обеспечивающего рекомендованное автором превышение д над д PJ (коэффициент достоверности , Кд = 2 или 4-5) предложены ноыо-грвммы и формулы апробированные при поисках и разведки залежей нефти и газа в перспективных отложениях Южного Мангышлака,Ставрополья и Украины.

До нестоящего времени наблюдается преимущественно низкий вынос керна из продуктивной толщи триаса,который в совокупности с применяемыми в производстве большими ( > 7 * 8м) длинами интервалов отбора керна затрудняют получение объективной оценки коллекторских свойств карбонатных пород и привязку керна к геофизическим разрезам скважин.

Эти трудности преодолимы путем выбора оптимальной длины интервала или диапазона длин интервалов отбора керна при статистическом анализе длин интервалов проходки и выноса керна из триасовых отложений Жетыбай-У зеньской тектонической ступени и Песчано-мысско-Ракушечной зоны поднятий. Анализ 1153 интервалов отбора керна,распределенных в терригенной (верхний,средний триас), а также верхней (пачки А; АБ; Б ) и нижней ( пачки БВ; В; ВГ; Г) частях карбонатной толщи (средний,нижний гриве) произведен на графиках зависимости частот выноса керна ( í ) от выноса керна (£ ,% ). При. группировке отбора керна использованы представления И.П.Суслова об открытых (вынос керна) и закрытых (интервал отбора керна) интервалах и количестве равных интервалов.

Распределение частот выноса керна в выбранных интервалах отбора керне 1+2 м.... 15*16 м показывает на преобладание частот в диапазоне низкого выноса керна (до 50%), что свидетельствует о необходимости исключения больших длин интервалов отбора керна

(8......16 м ). Анализ частот выноса керна позволил определить

оптимальные длины интервалов отбора керна: 5 .... 8 м в верхнетриасовых отложениях, 3....4 м в среднетриасовых отложениях Песча-номысско-Ракушечной зоны поднятий, 5...6 м для верхней части (пачки А;АБ;Б) и 3....4 и.для нижней части карбонатной толщи Же-. тыбай-У зеньской тектонической ступени.

Об"ективность рекомендаций подтверждается анализом выноса керна в последующих 269 интервалах отбора керна.осуществленных в скважинах на десяти площадях Карагиинской седловины, в западной части Жетыбай-У зеньской ступени и в Жазгурлинской депрессии.

Глава 8. Совершенствование поисков и разведки триасовых залежей нефти и газа.

Результаты поисково-разведочных работ в триасовых отложениях свидетельствуют о том, что, несмотря на допускаемые значительные погрешности в привязке отражающих горизонтов в средне-и нижнетриасовых отложениях, структурный план поднятия, выявленный по результатам сейсмотзведочньтх работ, в целом, соответствует установленному по результатам бурения скважин, поэтому при расстановке скважин можно уверенно ориентироваться на форму и размеры структуры, подготовленной сейсморазведкой.

Геометрически, приразломные структуоы в триасовых отложениях имеют форму усеченной половины конуса, а при двухсводовом строении - двойной усеченной половины конуса.

По результатам опробования скважин, пробуренных на крыльях и периклиналях структуры, в зонах .уменьшения НЭф каверново-поро-вых коллекторов относительно ее величины в своде структуры на 60-80 % или 80-100 % фиксируется граница, разделяющая в средне-триасовом резервуаре высоко- и низкопродуктивные части залежи нефти и газа. Скважины, пробуренные в низкопродуктивной части залежи, могут быть использованы при оценке запасов, но практически не участвуют при разработке залежей. Определение этой границы "порога высокой продуктивности" на поисковом этапе, позволит конкретизировать площадь залежи для рационального размещения разведочных скважин.

Рекомендуемые варианты расстановки поисковых скважин на структурах в верхнетриасовых отложениях свод-периклиналь, свод-крыло, в среднетриасовых отложениях свод-крыло, свод-крыло-пери-клиналь. Вторая скважина закладывается на критическом направлении в районе прогнозируемой границы "порога высокой продуктивности".

В глубокозалегающих триасовых отложениях с коллекторами каверново-порового, порово-трещинного и трещинного типов, аккумулирующих УВ в виде единичных или нескольких залежей, в относительно небольшой по толщине продуктивной толщи среднего триаса или вулканогашо-терригенного разреза верхнего триаса, рационально проведение разведочных работ одним этажом. При этом за базисный горизонт целесообразно принимать залежь в нижней части вулканогенно-карбонатной. толщи триаса.

В перекрывающих триасовых отложениях выделение коллекторов, опенка их насыщения и продуктивности производится по разработан-

ной автором методике полного охвата перспективных отложений геологически информативными объектами пластоиспытания в сочетании с оптимальными длинами интервалов отбора керна и в совокупности с геофизическими исследованиями скважин.

Выявленные залежи УВ в верхней части вулканогенно-карбонат-ной толщи среднего триаса и в горизонтах верхнего триаса следует рассматривать как возвратные объекты разработки.

Сложное геологическое строение и дифференцированная по блокам насыщенность продуктивной толщи триаса обусловливают необходимость внедрения ползущей системы растановки скважин: начиная с высокопродуктивных в сводовой части поднятия до низкодебитных-в отдельных блоках или на крыльевых и периклинальных частях поднятия.

Учитывая строение поднятия и типичные формы залежей в триасовых природных резервуарах (плэстовые,сводовые,массивные/тектонически экранированные) представляется оптимальной профильная система расстановки скважин в комбинации с треугольной.

Режим залежей нефти и газа упругий,поэтому при их разработке используются только те скважины,которые пробурены в высоко продуктивной части залежи. В результате,основным об"ектом разведочных работ должна быть высокопродуктивная часть залежи нефти и газа с конденсатом,ограниченная "порогом высокой продуктивности".

Оптимальное количество разведочных скважин и их местоположение на триасовом месторождении определяется следующим:

- прогнозируемой площадью высокопродуктивной части средне-триасовой залежи ( до "порога высокой продуктивности");

- установленной величиной оптимальной площади залежи на од-

р

ну скважину для верхне- и среднетриасовых отложений ( 5 км и р

2 км соответственно);

- выведенной закономерностью изменения эффективной нефтегазо-насыщенной толщины по площади залежи от этой величины в своде поднятия.

При расстановке разведочных скважин целесообразно, по возможности,изучать строение и насыщенность природного резервуара в каждом диапазоне уменьшения эффективных нефтегазонасыщенных толщин от свода структуры (0-20£; 20-40^; и Ю-80%) до"поро-га высокой продуктивности этом залежи. В этом случае получим достаточно полное представление об изменении по площади месторождения подсчетных параметров,добывных возможностей коллекторов, а также морфологии структуры и природного резервуара.

Сложное строение тризсовых природных резервуаров убеждает в необходимости получения максимальной информации о литолого-физических характеристиках,насыщенности и продуктивности триасовых коллекторов уже в первой поисковой скважине.

В настоящее время,наиболее полный охват продуктивной толщи триаса проходкой с отбором керна может быть достигнут только с вычетом длин углубления долотом до 5 м после пласгоиспытвния. При мощности продуктивной толщи триаса от 102 м (Мыс Песчаный) до 750 м (Южный Жетыбай) в совокупности с большими глубинами залегания триасовых отложений (3500-5500 м ), полный охват керном продуктивной толщи триаса осуществим даже при меньшем проценте объема отбора керна,рекомендуемым для поисковых и разведочных скважин.

В поисковых скважинах,сочетание рекомендованных длин интервалов отбора керна ( 4 7 м ) с длинами интервалов плэстоиспита-ний (до 45 м в верхнем и до 80-100 м в среднем триасе) целесо -образно производить в зависимости от мощности продуктивной толщи триаса,при условии минимального количества интервалов проходки долотом после плзстоиспнтания.

В разведочных скважинах,аналоги продуктивных оо"ектов,установленных в предыдущих скважинах,необходимо охватывать сплошной проходкой с отбором керна.соблюдая рекомендованные 3-6 метровые длины интервалов.

В этих нефтегээонасыщенных горизонтах для уточнения продуктивных интервалов осуществляется полный охват пластоиспытанием с длинами интервалов не превышающих 2-х-З-х кратной величины (примерно 10-15 м) рекомендованных нами длин интервалов отбора керна.

В остальной части триасового разреза длины проходки с отбором керна и длины интервалов пластоиспытаний могу? бнть аналогичными этим величинам в поисковых скважинах. Эти результаты исследований дополняются данными ГИС.

Эффективность сочетания длин пластоиспытэния с длинами отбора керна возрастает при соблюдении рекомендованных автором репрессий вскрытия тризсовых отложений и достижении при пластоис-пытании критерия достоверности,обеспечивающего геологическую информативность результатов испытания.

В случае недостижения критерия достоверности ИНТ,например, при получении бурового раствора или неоднозначной оценки насыщения и продуктивности,следует повторить пластоиспытание с уменьшением плотности промывочной жидкости и начального давления при-

тока.

В низкодебитных объектах опробования вулканогенно-карбонат-ных отложений однозначная оценка насыщения и продуктивности коллекторов достигается после проведения соляно-кислотной обработки (СКО), при условии расхода соляной кислоты на I м эффективной толщины 4,6-5,5 м3 (каверново-поровые и порово-трещинные коллектора) и на I м общей толщины около I м3 (трещинные коллектора), продолжительности воздействия 70-90 минут, и достижении устьевого давления 340 ат и более.

В объектах испытания пластовый характер воды достаточно уверенно определяется по характерным признака»» вод, установленных для конкретных триасовых толщ Южного Мангышлака.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненные в диссертационной работе исследования позволили сделать следующие выводы:

1. Результаты анализа гидрогеологической характеристики ниж-негорско-триасовых вод позволили выделить в среднетриасовом разрезе интервалы двух флюидоупоров: первый - в объеме вулканогенно-терригенных и, для некоторых районов, в совокупности с вулкано-генно-карбонатными отложениями (горизонт А); второй - в средней части вулканогенно-карбонатной толщи (горизонт БВ и нижняя часть Б), развитых в районе Жетыбай-Узеньской тектонической ступени.

2. В низкодебитных объектах опробования триасовых отложений отличие технической воды (используемой для приготовления промывочной жидкости) от пластовой следует производить по процентному содержанию в них сульфатов. В триасовых водах установлено их резкое уменьшение по сравнению с технической водой.

3. Установлено, что величина точности привязки, наиболее динамично выраженного на временных разрезах ОГТ и хорошо коррелируемого на Южном "Мангышлаке в У 2 сейсмокомплексе, У^отражаго-щего горизонта, составляет 50 метров.

4. При разведке залежей негЬти и газа на структурах в средне-триасовых отложениях наибольшее количество скважин требуется для достижения необходимой точности эффективной нефтегазонасыщенной толщины.

5. На триасовых месторождениях, в природных резервуарах, образованных в вулканогенно-карбонатных отложениях среднего триаса каверново-поровыми и трещинными коллекторами, установлен линейный характер уменьшения эффективных нефтегазонасыщенных толщин от максимального значения в своде до нуля на крыльях и переклиналях

поднятия, ^воды поднятия имеют участок равных элективных нвйте-газонасыщенных толщин с радиусом 0,5-0,8 км от экстремальной точки.

6. На верхнегриасовой структуре гребень поднятия представляет собой зону наивысших значений эффективной неФгегазонэсыщеннои толщины бэзального горизонта вне зависимости от гипсометрического положения его участков.

7. Разведку триасовых месторождений найти и газа следует

считать законченной при доведении нейтегвзонасыщенной площади на

? р

одну скважину до 2-х кмь на средне триасовых залежах и до 5-и кмс на взрхнетриасоЕых.

8. Созданные при бурении высокие репрессии вскрытия способствуют глубокому проникновении бурового раствора в триасовые коллектора,их кольмэ.тации и созданию в околоствольной зоне скважины

."наведенного" давления.

■9.' Для достижения геологически информативного результата пластоиспытания необходимо в отложениях с порово-грещинными и трещинными коллекторами ограничить репрессию вскрытия 2,0 МПа.а с каверново-поровыми коллекторами - 5,0 МПэ.

Ю. Достоверная оценка насыщения триасовых отложений досги-, гается созданием,при испытании коллекторов порово-трещинного типа (верхний тривс) и кааерново-порового типа (средний триас),2-х кратного превышения депрессии, испытания над репрессией вскрытия. При испытании трещинных и порово-трвщинных коллекторов (средний, нижний триас,палеозой) создается 4-х - 5-и кратное превышение депрессии испытания над репрессией вскрытия. Оптимальная продолжительность притоке 60-90 мин. МаксимЕльныв длины интервалов пласто-испытаний в верхнем триасе ограничиваются 45 м, а в вулканогенно-карбонатных отложениях среднего триаса и карбонатно-терригенных отложениях нижнего триаса 80-100 н.

11. Геологическую информативность результатов пластоиспыганий рекомендуется оценивать через коэффициент достоверности (Яд), определяемый как отношение депрессии испытания (дР2 ) к репрессии вскрытия (ЛРХ). Для проведения геологически информативного пластоиспытания оперативный расчет оптимальной величины начального давления притока элективно осуществлять по созданным формулам и номограммам.

12. С целью повышения геологической информативности триасовых кернов необходимо,в; перспективных на небгь и газ триасовых отложениях, исключить из првкгики поисково-разведочных работ проходку

большими (>8 и ) длинами отбора кврна. В не^гегвзпнвсыщенных вулкзногенно-кврбпнвтных толщинах рекомендуется Еыбирвть длины интервалов отбора керна в диапазоне 3-6 м.

13. В среднвтриасовых залежах,линейный характер уменьшения эффективных аяФтегазонасыщенных толщин относительно ев величины в своде поднятия согласуется с продуктивностью скввнин. В диапазоне 80-100$ уменьшения эффективной неЗтегазонасыщенной толщины, в на некоторых месторождениях и 60-100$ уменьшения,выделяется низкопродукгивнэя зона залежи,которая отдаляется от высокопродуктивной границей "порога высокой продуктивности". Не триасоввй залежи эта гракъща должна быть уточнена на ггоисковом этапе.

14. Сложное геологическое строение поднятий и дифференцированная по блокам насыщенность продуктивной толщи триаса обусловливает необходимость внедрения ползущей системы расстановки скважин: начиная с высокопродуктивных в сводовой части структуры К крыльям и периклиналям структуры в пределах "порога высокой продуктивности". Учитывая строение триасовых поднятий и типичные формы залежей представляется оптимальной профильная система расстановки сквэкин в комбинации с треугольной.

15. Оптимальное количество и местоположение разведочных скважин на триасовом месторождении определяется прогнозируемой площадью высокопродуктивной части среднетривсовой залежи,установленной величиной оптимальной площади залежи на одну скважину для верхне- и среднвтривсовых отложений ( 5 км2 и 2 км2;соответственно) и выведенной закономерностью изменения эффективной' нефтегвзо-несыщенной толщины по площади залежи от этой величины в своде поднятия.

16. Рациональная методике исследоввтельских работ в поисковых и разведочных скважинах заключается в полном охвате'длинами интервалов отбора керна и пластоиспытвний продуктивной толщи триаса и выборочному верхнем триасе,посредством сочетания рекомендованных длин интервалов отбора керна с оптимальными длинами плестоис-пытания и получения из этих интервалов достоверной оценки насыщения и продуктивности с помощью геологи«ски информативных объектов плвстоиспытания и в комплексе с ГИС. 1

17. В низ!КОдебитных объектех опробования вулканогенно-карбо-натных отложений однозначней оценка насыщения и продуктивности достигается после проведения соляно-кислотной обработки при условии расхода соляной кислоты на I и эффективной толщины 4,6-5,5мэ (квверноЕО-поровые и порово-трещинные коллектора ) и на I м об-

щей толщины около I м3 (трешинные коллектора)продолжительности воздействия 70-90 минут и достижении устьевого давления 340 ат и более.

Основными защищаемыми положениями диссертационной работы являются:

1. Совершенствование поисков и разведки залежей нефти и газа на структурах в триасовых отложениях достигается размещением скважин на площади залежи в пределах границы "порога высокой продуктивности", при геологической информативности исследовательских работ по всему триасовому разрезу в каждой скважине.

2. Разведочные работы на средне- и верхнетриасовых залежах завершаются при достижении площади залежи на одну скважину равной соответственно 2 км2 и 5 км2.

3. Геологическая информативность пластоиспытзний в триасовых отложениях достигается ограничением репрессии вскрытия 2,0 МПэ (порово-трещинные,трещинные коллектора) и 5,0 МПа (каверново-по-ровые коллектора) и созданием 2-х кратного превышения депрессии испытания (дР£) над репрессией вскрытия (¿Pj ) при испытании каверново-поровых (средний триас) и порово-трещинных ( верхний триас) коллекторов,а также 4-х и 5-и кратное- превышение д над

д Pj при испытании трещинных и порово-трещинных коллекторов (средний,нижний триас,палеозой). Оптимальное Еремя притока 60-90 минут.

Основные результаты исследований опубликованы в следующих работах:

1. Основные задачи разведки и оценки залежей нефти и газа в триасовых отложениях Южного Мангышлака. Труды КазНИПИнефгь,вып.4, 1977 г. Совместно с Л.П.Дмитриевым , М.Н.Коростышевским,Л.А.Поповой.

2. Нефтегазоносные коллектора проду¿<тивных триасовых отложений Южного Мангышлака. Тезисы докладов Всесоюзного совещания "Оценка параметров карбонатных коллекторов и геометризацил залежи нефти в различных геотектонических условиях на территории СССР". Пермь,1978 г. Совместно с В.В.Куэнецовым,В.А.Проняковым, А.В.Инюг-киной, Ю.А.Вандюк.

3. Пути повышения эффективности пластоиспытаний в триасовых отложениях Южного Мангышлака. Труды КэзНИПИнефть, вып.9,1982.

4. Выбор оптимальной длины интервалов отбора керна при бурении в триасовых отложениях на площадях Южного Мангышлака. Экспресс -информация,серия бурение,отечественный опыт, М.ВНЙГОЭНГ, №1,1987.

5. О повышении эффективности солянокислотных обработок в до-

юрских отложениях Южного Мангышлака. Труды КазНИПИнефть, вып.14, 1987 г. Совместно с Ю.А.Булда, Н.В.Федуловой.

6. О распределении пластовой энергии флюидов в палеоген--палеолойской толще Южного Мангышлака. Мзнгышлакский центр научно-

технической информации, №8-88.

7. Выбор начального давления притока при испытании пластов

в низкопроницаемом разрезе. Нефтяное хозяйство, №3,1988. Совместно с В.Г.Чагай.

8. Способ повышения достоверности опробования триасовых отложений Южного Мангышлака. Мзнгышлакский центр научно-технической информации, №36-88. Совместно с Н.А.Панюгиной, Н.К.Селивановым.

9. О повышении эффективности разведочных работ в триасовых отложениях Южного Мангышлака. Геология нефти и газа, №4,1988.

10. Методика выделения триасовых флюидоупоров Южного Мангышлака. Мзнгышлакский центр научно-технической информации №52-88. Совместно с Н.А.Панютиной.

11. Способ выделения продуктивных интервалов в доюрском разрезе Мангышлака. Мзнгышлакский центр научно-технической информации, №67-88. Совместно с Д.М.Досмухамбетовым, Н.И.Туровны.

12. Гидрогеологическая зональность триасовых вод Южного Мангышлака.Геология нефти и газа, №9,1988 г. Совместно с Н.А.Панюгиной.

13. Способ повышения достоверности пластоиспыганий в низкопроницаемых терригенных отложениях. Мангышлакский центр научно-технической информации, №73-89. Совместно с Р.З.Сафиной, И.Г.Кыш-ко.

14. Геологическое строение и нефтегазоносность Карагиинской зоны Южного Мангышлака в свете новых данных. Труды КазНИПИнефть, вып.16,1989 г. Совместно с А.А.Рабиновичем, Д.М.Досмухамбетовым, Ф.А.Исангильдеевой.

15. Оценка структурных построений ло данным сейсморазведки. Труды КазНИПИнефть, вып.17,1990 г.

16. Рациональнвя'методика разведки залежей нефти и газа в триасовых отложениях Южного Мангышлака. Тезисы республиканской нау чно-технической конференции, г.Шевченко,1990 г.

17. Способ достоверной оценки пластовой энергии флюидов б доюрском разрезе. Научно-технический сборник КазНИПИнефть, вып.2, 1992 г. Совместно с Д.М.Досмухамбетовым.

18. К выбору оптимальной методики исследовательских работ в скважинах. Научно-технический сборник КазНИПИнефть, вып.3,1992г.

2.6

19. Совершенствовз ние методики поисков залежей не^ти и гззз е триасовых отложениях Южного Мангышлака. Нзучно-техническпп сборник КззНШШнебгь, вып.4,1992 г.

20. Еыбор критериев эффективности солянокислогных обработок в среднетриасовых отложениях Южного Мзнгышлака. Научно-технический сборник, вып.1,1993 г. Совместно с Ф.А.Исангильдеевой.

21. К методике исследовательских работ в триасовом разрезе скважин. Научно-технический сборник КазНИПИнефть, вып.1,1993 г. Совместно с И.Г.Кышко, Р.З.Сайиной.

22. Совершенствование разведки залежей нефти и гззз в триасовых отложениях Южного Мангышлака. Научно-технический сборник КазНИПИнефть, вып.1,1993 г.

I