Геология нефти и газа

Соответственно НГГ залежи пласта ХIIб Северного блока принимается по подошве этого пласта в скв.1 Южно-Луговской - на отметке  – 1257 м.

Пласт XIIа.              Газоносность пласта ХIIа устанавливается по данным испытания в колонне скв.1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС, а также по данным ГИС в скважинах 11, 13, 14, 16 Южно-Луговской, где пласт ХIIа гипсометрически залегает существенно выше, чем в разрезе скв.1 Южно-Луговской. Это даёт основание относить залежь к резервуару с запасами категории С1.

НГГ залежи пласта ХIIа Северного блока принимается по подошве пласта ХIIа в скв.1 Южно-Луговской на отметке  - 1212 м.

XI пласт.              В пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения по данным ГИС скважин №№ 11 и 13 Южно-Луговской устанавливается наличие сводовой «водоплавающей» залежи газа, категория запасов - С2.

НГГ залежи ХI горизонта Северного блока принимается на отметке  - 1137 м  - по кровле интервала в разрезе скв.1 Южно-Луговской, где при испытании в колонне получен приток пластовой воды с выделением свободного газа (газовый фактор  10).

Пласт Xа. Газоносность данного пласта установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытания в колонне скв.1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС. Также газоносность пласта Ха интерпретируется, по ГИС, в разрезе ещё трёх скважин. Залежь отнесена к резервуару с запасами категории С1. Согласно структурным построениям, северное и южное разрывные ограничения (5 и 6) залежи почти совпадают с внешним контуром газоносности по его пликативному ограничению. То есть практически это пластовая сводовая залежь.

В скв.1 Южно-Луговской в результате испытания пласта Ха в колонне (перфорация в интервале 1047-1065  абс.) получен приток сухого газа 12,2 3/сут через штуцер d=5 мм.

НГГ залежи ранее принималась по уровню нижних отверстий перфорации в скв.1 Южно-Луговской (-1065м). С получением данных по скв.13 и скв.16 . НГГ залежи пласта Ха определяется на отметке     - 1067 м.

IX горизонт.              Его газоносность установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытания в колонне скв.1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС. Вместе с тем анализ данных испытания скважин 3, 14П и 15 Южно-Луговской совместно с показаниями ГИС, а также интерпретация материалов ГИС по скважинам 12 и 16 Южно-Луговской площади приводят к заключению, что разрывы 5 и 6 для залежи IX горизонта не имеют экранирующего действия. То есть в целом газовая залежь IX горизонта в присводовой области Южно-Луговской складки является пластовой сводовой, с осложнением разрывами её строения на северном и южном периклинальных окончаниях залежи.

НГГ залежи IX горизонта Южно-Луговского месторождения принимается - согласно интерпретации данных ГИС по скв.16 Южно-Луговской - на отметке  - 1050  м .

В пределах Северного блока – это залежь с запасами категории С1. Северное периклинальное окончание залежи отнесено к резервуару с запасами категории С2.

VII горизонт. Его газоносность установлена в процессе проводки первого ствола скв.13 Южно-Луговской (в последующем – скв.14 Южно-Луговской). При подъёме инструмента с глубины 950 м (средняя часть разреза VII горизонта) был допущен неуправляемый выброс газа с его возгоранием. Скважина была потушена и авария ликвидирована через пять месяцев в результате закачивания в неё утяжелённого глинистого и цементного растворов из второго ствола через коллектор III горизонта путём его гидроразрыва. Объект не испытывался. Его ограничения в разрезе определены по интерпретации данных ГИС и в плане – структурными построениями; залежь VII горизонта – с запасами категории С2. Согласно структурным построениям – это пластовая сводовая залежь, ограниченная на севере разрывом 5.

НГГ залежи VII горизонта Южно-Луговского месторождения определяется, согласно интерпретации данных ГИС, на отметке  - 947 м.

V горизонт.              Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС; то есть запасы залежи относятся к категории С2. По структурным построениям - это «водоплавающая» сводовая залежь, ограниченная на севере разрывом 5.

НГГ залежи V горизонта Южно-Луговского месторождения определяется - согласно интерпретации данных ГИС - на отметке  - 807 м.

IV горизонт.              Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС. По структурным построениям  - это пластовая сводовая залежь, ограниченная на севере разрывом 5; по состоянию изученности её запасы отнесены к категории С2.

НГГ залежи IV горизонта Южно-Луговского месторождения определяется - согласно интерпретации данных ГИС -  на отметке  - 780 м.

III горизонт.              Газоносность этого, самого верхнего в пределах рассматриваемой площади, номенклатурного горизонта нижнемаруямской подсвиты установлена при проводке второго ствола скважины 13 Южно-Луговской - фиксацией интенсивного газопроявления. Ограничения залежи в разрезе определялись по интерпретации данных ГИС  и в плане – структурными построениями;  залежь III горизонта также отнесена по изученности к резервуару с запасами категории С2. Согласно структурным построениям – это «водоплавающая» сводовая залежь.

НГГ залежи III горизонта Южно-Луговского месторождения определяется - согласно интерпретации данных ГИС на отметке  - 669 м.

На месторождении Южно-Луговское продуктивные отложения приурочены к нижнемаруямской подсвите, в разрезе которого выделяют 12 алеврито-песчаных горизонтов: с XIV по III (снизу вверх). Горизонты X, XI, XII, XIII в свою очередь подразделяются на пласты: X – Xa, Xб; XI – XI-1, XI-2; XII – XIIa, XIIб, XIIб-1, XIIб-2; XIII – XIIIa, XIIIб.

Газопродуктивный разрез Северного блока Южно-Луговского месторождения включает в себя залежи пластов (снизу вверх): XIIIa, XIIIб, XIIб, XIIа, XI, Xа, IX. Толщина этого разреза составляет от 78 м в сводовой области блока  до 110 м на западной периферии залежей.

Литолого-петрофизическое изучение керна проводилось в лабораториях ВНИГНИ. Лабораторное исследование включало: макроскопическое описание керна; гранулометрический анализ; определение абсолютной и эффективной газопроницаемости; открытой пористости методом насыщения керосином и моделью пластовой воды; объемной и минералогической плотности; остаточной водонасыщенности капилляриметрическим способом; параметра пористости при атмосферных условиях; открытой пористости, параметра пористости. Результаты исследований приведены в таблицах Б2 и Б3 (см. приложение Б).

При исследовании керна  не были проведены определения остаточной нефтенасыщенности для газоносных пород, что не позволило рассчитать эффективную пористость и начальную газонасыщенность. Практическое отсутствие исследований слабо сцементированных пород и пород слагающих флюидоупоры негативно сказалось на целостности характеристики описываемого разреза.    

Исходя из установленных  нижних   пределов проницаемости и глинистости произведено деление пород на коллектор-неколлектор. Средние значения для газонасыщенных частей пластов приведены в таблице Б4 (см. приложение Б).

Продуктивный разрез   Северного блока залегает в интервале глубин 1285-1451 м. Керн изучен в интервале глубин 1299 -1424 м.

Изученные коллекторы месторождения представлены песчаниками разнозернистыми, средне-тонко-мелкозернистыми, тонко-мелкозернистыми, мелко-тонкозернистыми, тонкозернистыми и алеврито-песчаниками. Названия пород даны по классификации в работе.

Обломочная часть пород-коллекторов на 50 - 75% состоит из кварца, на 15 - 25% из полевых шпатов, обломки пород составляют 10 - 20%. Полевые шпаты в основном представлены плагиоклазами основного состава, в меньшей степени калиевыми полевыми шпатами. Среди обломков пород отмечаются яшмы, эффузивы, глинистые сланцы, кварциты. Присутствуют слюды, пирит, глауконит.

Количество цементирующего материала в коллекторах колеблется от 14,5 до 25,5%. Большей частью цемент имеет базальный и поровый тип, реже контактно-пленочный,  его распределение в породе неравномерное. Сложен он кремнисто-глинистым веществом, который представлен в основном смешанослойным минералом иллит-смектит с количеством набухающих слоев до 80%, в меньшем количестве отмечаются слюда, хлорит, опал-А, опал-кристобалит и цеолит – клиноптилолит.

Коллекторы  месторождения относятся к поровому типу. Основная  часть изученных пород  характеризуется низкими фильтрационными свойствами (проницаемость от 1,68 до 36,4 мД), но наличие одного определения равного 452 мД и незначительная изученность  слабо  сцементированных  пород  позволяет  предположить наличие в данном разрезе коллекторов со средними фильтрационными характеристиками.

В таблице Б5 (см. приложение Б) приведены статистические ряды распределения проницаемости коллекторов по керну.

Нижние пределы коллекторских свойств пород-коллекторов, расчитанные  при подсчете запасов, обосновывались всем массивом данных исследования керна месторождений Анивской группы и были приняты единые для всех месторождений. Они имеют  следующие значения: проницаемость – 1мД; глинистость – 33% (определена по данным ГИС), остаточная водонасыщенность – 82,5%. Из-за причин указанных выше, нижний предел пористости определен не был.

Такие значения  нижних технологических пределов не вызывают сомнения.  Нижний предел проницаемости равный 1мД характерен для ряда газовых месторождений Сахалина. Глинистость равная 33%, соответствует нижнему пределу глинистости для одновозрастных продуктивных отложений о. Сахалин. Значение нижнего предела остаточной водонасыщенности несколько высоко, это связано с составом цементирующего материала. На рисунке А6 (см. приложение А) приведена зависимость «проницаемость-остаточная водонасыщенность, значению проницаемости 1мД соответствует значение остаточной водонасыщенности – 86%. Увеличение Кво связано с тем, что определения проводились только на образцах пород с низкими фильтрационными свойствами. Поэтому принятый ранее нижний предел остаточной водонасыщенности более вероятен. Нижний предел для начальной газонасыщенности коллектора определить не предоставляется возможным, из-за не достаточности исходного материала.