Обработка и интерпритация геофизических данных на лицензионной площади «Дунга» с целью оценки ожидаемых запасов и разработки выявленных

     В 1991-1992 гг. были проведены поисковые сейсморазведочные работы МОГТ на площади Западный Беке-Башкудук. Этими работами охвачена площадь Жоласкан-Дунга-Еспелисай. В отчете были представлены структурные карты по семи отражающим горизонтам I, II, III, IV₂, V₁, V₂^II, V₂, кроме того, для участка месторождения Дунга построена структурная карта по кровле пласта Б аптского продуктивного горизонта.

     Для целей настоящей работы интерес  представляют структурные карты  по III отражающему горизонту (подошва  готерива) и по кровле пласта Б аптского продуктивного горизонта.

     По III отражающему горизонту площадь  Дунга отображается в виде обширной структурной террасы, осложнённой  куполовидными поднятиями и прогибами. В районе скважин 1, 6, 2 по изогипсе минус 1800 м выделяется малоамплитудное поднятие размерами 3х1.6 км. Южнее крыло террасы в виде протяжённой структурной ступени осложнено с юго-востока контрастным прогибом.

     К северу от поднятия Дунга, через неглубокий прогиб, обосабливается брахиантиклинальная  структура Узункудук, которая в контуре изогипсы –1820 м имеет размеры 3.7х1.7 км и амплитуду 30 м.

     В 1997 г. произвела переинтерпретацию 20 сейсмических профилей 2Д, расположенных  в пределах площади Жоласкан-Дунга-Еспелисай. В результате были получены структурные  карты по кровле пластов А и Б, которые хорошо совпадают между собой, но отличаются более сложным строением, по сравнению с данными в работе. Принципиальное отличие заключается в большем количестве разрывных нарушений. Амплитуда этих нарушений не превышает 10 м, а по большинству - порядка 5м. С учетом результатов предыдущей интерпретации и небольшой амплитуды эти нарушения нами не учитываются, кроме одного, выделенного к востоку от линии скважин 14-6-12-23 с амплитудой до 15 м, которое в ранее выполненных исследованиях не прослеживалось.

     В 2006 году была проведена переинтерпретация прежних сейсмических данных 2Д, отработанных непосредственно в пределах площади месторождения. В результате переинтерпретации подтвержден общий структурный план месторождения, уточнено местоположение ранее известных нарушений (F₁, F₂, F₃), подтверждено наличие нарушения (F₄) в центральной части поднятия. Нарушение (F₄) также подтверждается результатами опробованиями скважин 23, 16 и данными ГИС скважины 32.

     На  структурной карте по кровле продуктивного пласта А  отражено представление о геологическом строении структуры Дунга, базирующееся на материалах переинтерпретации сейсмики 2Д (2006 г.) и геолого-геофизических данных по всем скважинам, пробуренным на месторождении.

     Поднятие  Дунга осложнено сбросами F₁, F₂, F₃, F₄ и имеет блоковое строение. Проведение сбросов вызвано противоречивыми результатами опробования скважин, они ориентированы согласно сейсмическому материалу и по аналогии с известными, закартированными на Беке-Башкудуке, нарушениями. Сбросы имеют северо-восточное и северо-западное простирание и амплитуду смещения от 10 м до 15 м.   

     Нарушение F₁ установлено по сейсмическим данным и подтверждается результатами бурения скважин 1-Жоласкан и 20-Дунга. Это нарушение проведено за скважиной 20 и ограничивает на западе продолжение Дунгинского поднятия.

     Нарушение F₂ – основное тектоническое нарушение, делит структуру на Западный и Восточный блоки и имеет амплитуду смещения до 10 м. В работе [1] положение сброса условно проводилось посередине между скважинами 19 и 10, однако материалы, полученные в результате бурения скважины 26В, пробуренной в 500 м к западу от скважины 10, позволили уточнить положение данного нарушения. Сейчас этот сброс проводится к востоку от первоначального положения, а скважины 26В и 17 попадают в Западный блок Дунгинской структуры. Результаты опробования этих скважин соответствуют обоснованным положениям ВНК по Западному блоку.

     Малоамплитудное нарушение F₃ ограничивает залежи углеводородов на востоке поднятия, выделено по результатам сейсмики 2Д и не противоречит результатам опробования скважин 18 -Дунга, 15 -Дунга и 4 -Еспелисай.

     Нарушение F₄, осложняющее центральную часть восточного блока, проведено между скважинами 23 и 32, 6 и 2. Данное нарушение делит условно Восточный блок на два подблока I и II. Экранирующие свойства данного нарушения могут быть установлены после проведения гидропрослушивания между скважинами, расположенными в разных подблоках.

     2.3 Нефтегазоносность

 

     По  результатам поисково-разведочных  работ на Дунгинской структуре установлены две нефтяные залежи в отложениях апта (А, Б), одна газовая (Ю-I А) и одна нефтегазовая (Ю-I Б) залежи в келловейских отложениях верхней юры.

     Десять  новых скважин, пробуренных после  Подсчета запасов 1973 года, вскрыли только аптский продуктивный горизонт, поэтому данные по пробуренным скважинам, результаты переинтерпретации материалов ГИС и данных сейсмики 2Д уточнили геологическое строение только нижнемеловых залежей, а представление о строении юрского продуктивного горизонта не изменилось и в данной работе приводится в соответствии с материалами подсчета запасов .

     Аптский продуктивный горизонт.

     В аптском продуктивном горизонте  прослеживаются два песчаных пласта А и Б, к которым приурочены одноименные нефтяные залежи.

     Залежи нефти по типу пластового резервуара относятся к пластовым сводовым, тектонически экранированным.

     Пласт А вскрыт всеми пробуренными скважинами. Продуктивность пласта доказана опробованием двадцати скважин, из них в двенадцати скважинах пласт А опробован раздельно, в восьми - совместно с пластом Б.

     Из  пласта А притоки нефти получены во всех скважинах, за исключением скважин 9 и 11, где притока получено не было.

     На  восточном блоке ВНК принят на абсолютной отметке -1637 м по результатам  опробования и данных ГИС в скважинах 10 и 25. В скважине 10 нефть получена до абсолютной отметки –1627.9 м, а в скважине 25 с абсолютной отметки –1637.7 м получена пластовая вода. По данным ГИС в скважине 10 пласт-коллектор характеризуется как продуктивный до отметки -1634.2 м.

     На  западном блоке положение водонефтяного  контакта принято на абсолютной отметке -1655 м по результатам испытания  скважин 17 и 20, в которых получена безводная нефть до абсолютных отметок -1654.9 и -1651.5 м, соответственно.

     Размеры залежи составили 15.2 х 8.7 км, высота - 60 м.

     Пласт Б опробован в двадцати скважинах, из них в восьми - совместно с пластом А.

     Из 12 самостоятельно опробованных по залежи Б скважин в пяти получены притоки  нефти, в трех - нефть с водой, в  четырех  – пластовая вода. При  опробовании дебиты нефти составили от 4.3 м³/сут до 13.9 м³/сут.

     По  залежи, приуроченной к пласту Б, раздел вода-нефть для Западного блока  принят по данным опробования скважин 19 и 17. В скважине 19 получен безводный  приток нефти до абсолютной отметки  минус 1662.7 м, а в скважине 17, пробуренной на юге, получен приток пластовой воды с абсолютной отметки -1657.6 м. Положение ВНК для данного блока принято в пределах -1658-1663 м (см. таблицу 2.1.1).

     На  Восточном блоке водонефтяной контакт  изменяется в пределах – 1637 - 1653 м.

     На  северном крыле ВНК принят на абсолютной отметке -1645 м, на основании данных опробования  скважин 10, 14. В скважине 10 получен  приток нефти до отметки -1644.8 м, в  скважине 14 из интервала 1719-1724 м (минус 1641.6-1646.6) получен приток нефти с пластовой водой. В скважине 25 по результатам ГИС пласт водонасыщен с отметки минус 1647.6 м.

     По  южному крылу Восточного блока раздел вода-нефть принят в пределах минус 1637-1653 м по результатам опробования  скважин 16, 23. В скважине 16 при опробовании интервала 1696-1708 м (минус 1626.7-1638.7)  получена нефть с пластовой водой дебитами нефти - 3.1 м3/сут, воды - 7.5 м3/сут. По данным ГИС в этой скважине пласт-коллектор характеризуется, как продуктивный, до абсолютной отметки -1638.5 м. В скважине 23 получен приток нефти до абсолютной отметки -1652.9 м, в скважине 32 по данным ГИС пласт-коллектор характеризуется как продуктивный до отметки -1639 м.

     Размеры залежи 14.6 х 7.5 км, высота 50 м.

     Юрский  продуктивный горизонт. Промышленные залежи нефти и газа в юрских отложениях месторождения Дунга, обнаружены в Ю-I горизонте, где установлены газовая залежь А и нефтегазовая залежь Б.

      Залежь  А.

      К Западному блоку Дунгинской площади  приурочена газовая залежь небольших  размеров, установленная по результатам опробования скважины 5, где из интервала 2288-2304 м был получен приток газа, нефти и воды с дебитами 4,5 тыс. м³/сут, 0,4 м³/сут и 6,4 м³/сут соответственно. ГВК по залежи принят на отметке -2193 м. Залежь пластовая, тектонически экранированная, водоплавающая, высотой до 3 м. Запасы газа, оцененные по залежи, составляют 40 млн. м³, однако из-за крайне незначительных объемов не были классифицированы по категории балансовых.

      Наиболее  значительная по размерам газовая залежь в Ю-I горизонте приурочена к Восточному блоку месторождения Дунга. Залежь опробована в восьми скважинах.

      Промышленная  газоносность залежи в восточном  блоке установлена испытанием скважин 1, 2, 9, 10. Из интервала 2263-2270 м (-2174-2181 м) скважины 2 получен приток газа дебитом от 57 до 147,5 тыс. м³/сут, а также вместе с газом получена вода с дебитом 0,72 м³/сут.

      Газоводяной контакт по этой залежи принят условно  на отметке –2180 м по подошве песчаного  пласта в скважине 1, что подтверждается также результатами опробования  скважин 2 и 9, в которых подошва пласта А находится на отметках соответственно –2183 м и –2182 м, т.е. на 3 и 2 м ниже ГВК, где были получены притоки газа с водой без признаков нефти.

      Результаты  опробования других скважин не противоречат принятому положению ГВК. Получение при испытании в скважинах 8, 10 незначительных притоков нефти вместе с водой и газом свидетельствует о наличии небольшой нефтяной оторочки на северном крыле и западной периклинали, запасы нефти по которой не оценивались в связи с небольшими размерами. Высота газовой залежи 10 м. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

     Залежь  Б. Нефтеносность пласта Б установлена только на Восточном блоке Дунгинской структуры. Приток нефти в восточном блоке получен из двух скважин, Из одной скважины  получен фонтан газа. В двух скважинах получена вода без признаков нефти и газа. В скважине 1 при совместном опробовании с пластом «А» получена нефть с газом. Дебиты газа составили 72 тыс. м³/сут, нефти 2,6 м³/сут, воды 0,46-0,88 м³/сут.

      В Восточном блоке выделяются два района распространения коллекторов пласта Б. К району скважин 7, 8, 9 приурочена газонефтяная залежь, а к району скважин 1, 4, 10 – нефтяная.

      В скважинах 7, 8, 9 пласт опробован во всех трех скважинах. При этом, в  скважине 9 из пласта, залегающего на отметках -2191,5-2194 м получен фонтан газа. В скважинах 8 и 7 получены притоки нефти с отметок, соответственно, -2205-2209 м и -2219-2222,5 м.

      ГНК для залежи принят на отметке –2201 м, на середине расстояния между подошвой пласта, давшего газ в скважине 9 и кровлей пласта, из которого получена нефть в скважине 8. ВНК принят на отметке - 2222,5 м, что соответствует подошве пласта в скважине 7, из которого при опробовании получен приток безводной нефти.

      Высота  газовой части равна 10 м, нефтяной – 22 м. Залежь является пластовой сводовой  литологически и тектонически экранированной.

      К району скважин 1, 4, 10 приурочена нефтяная залежь, опробована во всех трех скважинах. При этом, в скважине 1 получен  приток нефти, а в остальных - вода. Водонефтяной контакт принимается условно на отметке –2206 м, соответствующий середине интервала между подошвой пласта, из которого была получена нефть в скважине 1 и кровлей наиболее высоко расположенного пласта в скважине 10, из которого получена вода. Высота залежи составляет 5,5 м. Залежь является пластовой сводовой литологически экранированной.

     2.4  Характеристика толщин, коллекторских             свойств продуктивных  пластов и их  неоднородности

 

     Получение дополнительной информации о строении коллекторов по разрезу за счет эксплуатационного разбуривания месторождения позволило произвести детальную пластовую корреляцию всех скважин.

      При изучении аптского продуктивного разреза  за репер принята пачка глин толщиной порядка 6 м, прослеживающаяся над кровлей  продуктивной толщи. Так, в разрезе аптского продуктивного горизонта выделено до восьми пропластков: четыре пропластка в пласте А (А₁, А₂, А₃, Ап), и четыре в пласте Б (Б₁, Б₂, Бп, Б₃). Мощность глинистого раздела между пластами А и Б составляет в среднем 1.6 метров, изменяясь от 0.7 метров (скв.1, 2, 13) до 3 метров (скв. 33). Такая незначительная мощность глинистого раздела, а также близкие значения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и физико-химических свойств нефти позволяет сделать предположение о том, что пласты А и Б аптского продуктивного горизонта представляют собой единый пластовый резервуар.