Газоносность месторождения. 
Нефтегазоносность и перспективы Бейсугского месторождения

В пределах Бейсугского месторождения выявлена газоносность нижнемеловых, черкесских, тихорецких, майкопских и караганских отложений.

Нижнемеловые отложения (пачка К1 I)

Характер распространения коллекторов нижнемеловых отложений отражен в приложении 7. Результаты испытания пласта представлены на схеме опробования (прил. 18).

Залежь нижнего мела выявлена в 1978 году скважиной № 25, в которой из 1369,0 — 1378,0 м (а.о. -1358,6 — -1367,6) получен приток газа дебитом 178,8 тыс. м3/сут на штуцере диаметром 10,0 мм.

В скважине № 201 при испытании интервала 1382,0 — 1390,0 м (а.о. -1371,4 — -1379,4 м) получен приток пластовой воды дебитом 86,0 м3/сут.

Так как газоводяной контакт залежи нижнемеловых отложений не вскрыт, положение ГВК принято между отметками -1369,6 м и -1370,9 м. Для подсчета запасов ГВК принят по подошве газонасыщенного коллектора в скважине № 25 на а.о. -1370,0 м.

Залежь нижнего мела характеризуется как пластовая, сводовая, литологически и тектонически экранированная. Она контролируется поверхностью пласта, плоскостью ГВК, границей литофациального замещения пласта-коллектора, проведенной посередине между скважинами №№ 25 — 30, а также разрывным нарушением, экранирующим залежь на юге. Раз-меры залежи 2,95×4,6 км. Высота залежи 11,0 м. Эффективная газонасыщенная толщина продуктивной пачки, определенная в скважине № 25, составляет 9,4 м [3].

I пачка черкесской свиты

В пределах Бейсугского месторождения I пачка черкесских отложений распространена повсеместно и детально изучена опробованием (прил. 18). Структурная карта по кровле коллекторов пачки I черкесских отложений (подсчетный план) представлена на графическом приложении 18.

Согласно структурным построениям по кровле пачки I черкесских отложений выделяются два поднятия: южное (район скважины № 11) и северное (основное). Выделение этих самостоятельных поднятий обусловлено тем, что в скважине № 11 получен приток газа на отметках значительно более низких, чем в других скважинах (интервал перфорации 1322,0 — 1328,0 м (а.о. -1317,6 — -1323,6 м)). По данным ГИС в скважине № 11 подошва газонасыщенного коллектора находится на а.о. -1324,0 м. Ниже указанной отметки располагаются водонасыщенные коллекторы, опробованные в интервалах 1338,0 — 1353,0 м (а.о. -1333,6 — -1348,6 м), 1347,0 — 1349,0 м (а.о. -1342,6 — -1344,6 м) и 1350,5 — 1353,0 м (а.о. -1346,1 — -1348,6 м). В результате опробований из перечисленных интервалов получены притоки пластовой воды.

В скважине № 13 в интервалах перфорации 1330,0 — 1347,0 м (а.о. -1324,9 — -1341,9 м) и 1360,0 — 1370,0 м (а.о. -1354,9 — -1364,9 м) получены притоки пластовой воды дебитом 7,5 м3/сут и 21,0 м3/сут соответственно.

Ввиду того, что ГВК залежи не вскрыт, положение его может быть принято между абсолютной отметкой подошвы газонасыщенного пласта в скважине № 11 (а.о. -1324,0 м) и абсолютной отметкой кровли водонасыщенного пласта скважины № 13 (а.о. -1324,9). Для подсчета запасов ГВК принят по подошве газонасыщенного пласта скважины № 11 на а.о. -1324,0 м (прил.18).

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 1,75×1,75 км. Высота залежи более 14,0 м. Эффективная газонасыщенная толщина продуктивной пачки, определенная в скважине № 11, составляет 5,2 м.

В пределах основной залежи продуктивная пачка опробована в 29 скважинах, в том числе в 17 скважинах получены притоки газа, в трех — притоки газа с водой, в девяти — притоки воды (прил. 18). Дебиты газа варьируют от 30,0 до 126,0 тыс. м3/сут. Согласно результатам опробований безводные притоки газа получены в интервалах, абсолютные отметки которых варьируют от -1312,0 м (на западе) до -1282,0 м (на востоке). Притоки газа с водой получены на абсолютных отметках -1301,9 — -1324,9 м (скв. № 10), -1295,4 — -1299,0 м (скв. № 29) и -1278,8 — -1286,8 м (скв. № 30).

Таким образом, по результатам испытаний отмечается закономерное повышение с запада на восток абсолютных отметок ГВК.

По материалам промыслово-геофизических исследований также отмечается закономерное повышение отметок ГВК с запада на восток: -1320,0 м (скв. № 2), -1312,9 м (скв. № 71), -1311,6 м (скв. № 22), -1296,9 м (скв. № 34), -1282,1 м (скв. № 15).

Таким образом, результаты опробований скважин, а также материалы промыслово-геофизических исследований свидетельствуют о наклон-ном положении газоводяного контакта в залежи I пачки черкесских отложений. В предыдущем подсчете запасов ГВК также принят наклонным [1]. Положение его утверждено ГКЗ СССР в 1978 г.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 14,5×5,0 км. Высота залежи из-за наличия наклонного контакта варьирует от 4,0 до 22,0 м [8].