составляет в среднем 9,5 м.
К горизонту приурочена пластовая, сводовая ,нефтегазовая залежь
подпираемая краевой водой.
Первоначальное положение ВНК было принято на абсолютной отметке 1750
метров, этаж газоносности нефтегазовой залежи составляет 23 м, а этаж
нефтеносности 2,5 м. В пределах внешнего контура нефтеносности (1750м)
залежь имеет длину 17,7 км, а ширину до 4,7 км.
Площади газовой, газонефтяной, нефтяной и водонефтяной зон составляет
соответственно 4,5%, 26%,50,4%, 19,1% всей площади залежи. Запасы нефти в
газонефтяной, нефтяной, водонефтяной зонах составляет 18,7 %, 65,3%, 16%.
Объем занятой нефтью в 4,6 раза превышает объем занятой газом.
Подгоризонт Vа отделяется от ниже залегающего подгоризонта Vб выдержанным
по простиранию глинистым разделом мощностью 4,6-22м, средняя мощность
которого равна 12,5м.
2.ПодгоризонтVб. Общая мощность изменяется от 5 до 26 м. Он
характеризуется очень сложным геологическим строением. К подгоризонту
приурочена пластовая, сводовая, нефтяная залежь подпираемая краевой водой.
По геофизическим данным скважин ВНК отбивается на абсолютных отметках 1769-
1780, на основаны опробовании скважин и данных геофизики были выявлены три
зоны с различным положением ВНК.
I зона расположена в западной части структуры с ВНК 1770-1772 м.
II зона находится в центральной части структуры с ВНК 1777-1780 м.
Таким образом с запада на восток отмечается наклонное положение ВНК, то
есть это с 1770 до 1780 .
Этаж нефтеносности с запада на восток изменяется от 41 до 51 м, в
пределах внешнего контура нефтеносности (1770-1780м) залежь подгоризонта Vб
имеет длину 16 км, а ширину 4,7 км.
Площади нефтеносной и водо-нефтеносной зон составляют соответственно
77,4%, 22,6% от площади залежи. Нефтенасыщенная мощность в нефтяной зоне
изменяется от 1,4 м до 20,2 м, а в водо-нефтеносной зоне изменяется от 0 до
14,1 км. Запасы нефти в нефтеносной и водо-нефтеносной зонах составляют
85,1% и 14,9% .
Подгоризонт Vб отделяет от нижележащего подгоризонта Vв глинистым
разделом , мощность 0-26,8м при средней мощности 10,9м.
3.Подгоризонт Vв , в нем отмечаются три глинистых прослоя . Общая
мощность подгоризонта Vв при расчленении на три пласта составляет 12-13м,
а при расчленении на 4 пласта колеблется от 18 до 20 м.
На основании результатов опробования скважин и геофизики первоначально
ВНК был принят на абсолютной отметке 1780 м. В связи с этим этаж
газоносности составляет 12 м, а этаж нефтеносности равен 17 м в пределах
внешнего контура нефтеносности. Нефтегазовая залежь подгоризонта Vв имеет
длинну 15,6 км, а ширину 4 км. Площадь нефтегазоносной , нефтяной, газо-
нефтеносной и водо-нефтеносной составляют соответственно 25,8%, 12%, 5,5%,
56,7% от площади залежи подгоризонта.
Подгоризонт Vв отделен от нижележащего подгоризонта Vг глинистыми
разделами мощность от 0 до 18м, средняя мощность которого = 4,1м.
4.Подгоризонт Vг. Первоначальное положение АВНК был принят на
абсолютной отметке 1780м. Этаж нефтеносности нефтяной залежи подгоризонта
составляет 10,9м. В пределах внешнего контура нефтеносности залежь имеет
длинну 6,5 км, а ширину 1,2-1,5 км.
Нефтенасыщенная мощность изменяется от 0 до 10 м. Подгоризонт Vг
отделен от нижележащего подгоризонта VIа глинистым разделом мощность. 0-
21,6м, а средняя мощность которого равна 9,1 м.
I.3. Тектоника
Месторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского
прогиба, характерной особенностью которого является разобщение его зонами
поперечных поднятий на несколько глубоких впадин. На северном борту
прогиба расположена Жетыбай-Узеньская и Кокулебайская тектонические
ступени, южной границей которых является глубинный разлом , фиксируемый
фазой по IIIг отражающему горизонту.
На Жетыбай-Узеньской тектонической ступени все выявленные структуры
являются асимметричными брахиантиклинальными складками с пологими
северными и крутыми южными крыльями зауженными западными и более широкими
восточными переклиналями. На всех изученных структурах отмечается
ундуляция осей. Все структуры являются унаследованными , так- как
фиксируется почти полное совпадение их структурных планов по отдельным
горизонтам.
В тектоническом отношении месторождение Жетыбай представляет собой
крупную пологую асимметричную брахиантиклинальную структуру, вытянутую в
субширотном направлении.
В пределах продуктивной толщи с глубиной увеличиваются углы падения
пород на крыльях структуры от 2 30 до 5 30 и уменьшаются ее размеры.
В западной и восточной частях структуры вследствие ундуляция длинной
оси выделяются соответственно 1-3 и 2-4 небольших куполка. Детальное
изучение строения продуктивных отложений Жетыбайского месторождения,
особенностей распределения газа, нефти и воды по площади и разрезу
позволяют предположить, что в пределах Жетыбайского поднятия, видимо
имеется ряд тектонических нарушений, как продольного так и поперечного
направлений.
Предполагаемое тектоническое нарушение широкого простирания было
выявлено в процессе изучения причины изменения положения отметок ВНК по
залежи подгоризонта Viб в районе западной переклинали поднятия. Как
следует из геологического профиля на фоне общего подъема сводовой части
Жетыбайского поднятия, особенно по верхним горизонтам довольно четко
выделяются две поперечные флексуры. Которые как бы делят площадь
месторождения на три участка: восточный, основной по размерам, западный и
разделяющий их сравнительно узкий , средний.
Ниже по разделу, в XI-XIII горизонтах эти флексуры видимо переходят в
разрывные тектонические нарушения.
По данным промысловой геофизики, анализ характера насыщения песчаных
пластов и прослоев песчано-глинистых пачек XI горизонта позволил выявить
следующую закономерность: песчаные пласты даже при относительно хорошей
коррелируемости на различных участках площади месторождения можно включать
залежи нефти самостоятельными ВНК , то есть иногда эти песчаники насыщены
водой на более высоких гипсометрических отметках, по сравнению с
нефтеносными
Т.О .изучение, геолого-промыслового материала по Жетыбайскому
месторождению указывает на возможность наличия трех малоаплитудных
тектонических нарушений - одного продольного и двух поперечных.
Описанные нарушения являются пока только предполагаемыми. Для их более
обоснованного подтверждения необходимы дополнительные данные, которые могут
быть получены при дальнейшем разбуривании залежей и особенно при проведении
гидропрослушивания между скважин расположенными в соседних блоках.
I.4. Коллекторские свойства
Емкостно-фильтрационные свойства пластов-коллекторов продуктивных
горизонтов подробно освещены в работе , в которой обосновываются методика
определения и принятия величины нижних значений искомых параметров с
применением методов математико-статистического анализа.
Пористость пород-коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтов
к нижним . Самое высокое среднее значение открютой пористости
определенное по результатам анализов кернов для коллекторов I горизонта
(0,218); самое низкое (0,173-0,175) для XII и XIII горизонтов.
Проницаемость изменяется от 0,001 мкм2 до несколько десятых долей
мкм2. В среднем значение параметра для большинства горизонтов не
превышает 0,1 мкм2 изменяется без какой-либо закономерности. Нижний предел
проницаемости для нефтеносных пластов-коллекторов - 0,003 мкм2, для газовых
- 0,001 мкм2.
Остаточная нефтенасыщеность в газоносных пластах изменяется от 0,06 до
0,10. На этом основании газонасыщенность принята с поправкой на указанную
величину. Принятые для подсчета запасов начальные коэффициенты нефте и
газоносности приведены в таблице 1.3.
I.4.1. Толщина горизонтов
В результате комплексной интерпретации данных промыслово-
геофизических исследований проведено детальное разчленение продуктивного
разреза на горизонты и пласты, определена их стратиграфическая привязка,
выделены проницаемые пласты-коллекторы , определены величины газо и
нефтенасыщенных толщин пластов. Принятые значения толщин по горизонтам
приводится в таблице 1.4.
1.4.2. Показатели неоднородности пластов.
Для характеристики геолого-физических свойств пласта и количественной
оценки геологической неоднородности распространены коэффициенты
песчанитости, расчлененности и распространения пластов. В таблице 5
приведены средние величины коэффициентов вариации песчанитости для III, IV,
V, VI, VIII, XII, XIII горизонтов составляет 30-36% и подтверждают, что по
песчанитости указанные горизонты являются более однородными, чем IX и X
горизонты , по которым коэффициенты вариации составляют 59 и 65 %. Наиболее
расчлененными являются коллекторы IV, V, VIII, X, XI горизонты, а по
степени изменчивости расчлененности более однородными являются коллекторы
III и IV горизонтов (W=26-30%). По Степени выдержанности пласты-
коллекторы эксплуатационных объектов характеризуются различными значениями
коэффициентов распространения и изменяются различными от 0,35 до 1,0.
Наиболее однородными по степени выдержанности являются III, IV, V, VI,
VIII, XII, XIII горизонты. Наибольшая изменчивость свойственна пластам VII,
IX, X, XI горизонтов.
5. Запасы нефти и газа
Со времени последнего утверждения в ГКЗ запасов нефти и газа в 1970
году на месторождении Жетыбай пробурено более 300 скважин, получены новые
данные, уточняющие строение залежей, их границы, распределение по ним
нефтенасыщенной и газо-насыщенной мощности.
В связи с этим для составления проекта разработки рассматриваемых
залежей необходимо было произвести переоценку запасов с учетом данных по
вновь пробуренных скважинам по состоянию на 1 января 1976 года.
Прежде всего необходимо отметить, что за время после утверждения
запасов на месторождении была открыта еще одна нефтяная залежь, связанная с
верхней пачкой IV горизонта. Оценка подсчетных параметров этой залежи для
определения содержащихся в ней запасов нефти приведены выше, при изложении
геологического строения и характеристики залежей IV горизонта.
Увеличение запасов нефти залежи подгоризонта Vб связано с увеличением
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
