Геологическая часть

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Евгеньевское месторождение расположено на территории Кинельского административного района Самарской области, в 40 км к востоку от г. Самара [1].

В 10 км к северо-западу от месторождения расположен г. Кинель, являющийся станцией железнодорожной магистрали Самара – Оренбург.

Район месторождения населен довольно густо. За пределами месторождения расположены крупные населенные пункты Бобровка, Спиридоновка, Красносамарское, Мал. Малышевка. Связь между населенными пунктами осуществляется  шоссейными, грунтовыми и проселочными дорогами.

Ближайшие крупные разрабатываемые месторождения нефти и газа Никольско-Спиридоновское и Западно - Коммунарское расположены, соответственно, в 16 км к юго-западу и 8 км к югу от Евгеньевского месторождени. Из других полезных ископаемых в районе имеются глины и песок.

Месторождение обустроено, вблизи проходят нефтепроводы Нижневартовск-Куйбышев (9,5 км) и Альметьевск-Самара (23 км). В районе месторождения расположены действующие продуктопроводы, а также проходят высоковольтные линии электропередачи и линии связи.

Добычу нефти ведет цех №5 Южной группы месторождений (ранее – НГДУ «Богатовскнефть»), базирующийся в г. Нефтегорске [1].

Обзорная карта месторождений

Рис. 1.1

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении район месторождения приурочен к водоразделу рек Самары и Чапаевки. Этот водораздел представляет собой слабо – всхолмленный рельеф земной поверхности, осложненный оврагами, с уклоном в сторону р. Самары. Абсолютные отметки земной поверхности изменяются в пределах от +40-+60 м в районе реки Самары до +153 м на западе территории.

Для технического водоснабжения могут использоваться подземные воды аллювиальных образований первой надпойменной террасы р. Самары и четвертичных отложений [1].

1.3 Стратиграфия

Литолого-стратиграфический разрез осадочной толщи изучен достаточно полно. Представлен разрез отложениями девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой и четвертичной систем. Максимальная вскрытая толщина осадочного чехла составляет 3130м (скв. 7). Расчленение разреза проведено по данным каротажа с учетом керна по глубоким поисково-разведочным и структурным скважинам, пробуренным на Евгеньевском месторождении.

Ниже приводится краткая характеристика разреза (снизу вверх) согласно стратиграфической схеме 1997 года.

АРХЕЙ

Породы кристаллического фундамента вскрыты 10-ю поисково-разведочными скважинами (1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 11, 12, 14). Представлены они сланцами двупироксен-амфибол-плагиоклазового состава. Вскрытая толщина пород фундамента изменяется от 14 до 48 м.

ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА

Девонские отложения, представленные верхним и средним отделами, с размывом залегают на породах кристаллического фундамента.

Средний отдел

Живетский ярус

Живетский ярус представлен отложениями старооскольского горизонта, который состоит из воробьевских, ардатовских и муллинских слоев. Воробьевские слои представлены алевролитами и глинами, выше по разрезу сменяющимися известняками и аргиллитами.

Ардатовские слои залегают на разрушенных породах фундамента или на породах воробьевских отложений, представлены песчаниками, алевролитами и глинами. В подошве ардатовских отложений выделяются пористые водонасыщенные песчаники, перекрывающиеся алевролитами и аргиллитами, которые выше по разрезу сменяются прослоем известняков, являющихся репером «остракодовый известняк».

Муллинские слои представлены в подошве плотными глинистыми известняками – репер «черный известняк». Известняки выше по разрезу перекрываются аргиллитами и алевролитами.

Толщина живетского яруса составляет 45 – 130м.

Верхний отдел

Франский, фаменский ярусы

Франский ярус верхнего девона подразделяется на нижний, средний и верхний подъярусы. Нижнефранский подъярус включает в себя горизонты: пашийский и тиманский.

Пашийский горизонт сложен терригенными породами: песчаниками, алевролитами, аргиллитами и глинами. К пористым разностям песчаников приурочены водонасыщенные пласты ДII (в основании), ДI (в верхней части) и пласт ДI/,содержащий промышленную залежь нефти на Юго-Восточном куполе Западно-Евгеньевского поднятия и на Евгеньевском поднятии.

Толщина горизонта 54 – 63 м.

Тиманский горизонт представлен преимущественно аргиллитами и алевролитами с редкими прослоями известняков и песчаников.

Толщина горизонта 15 – 22м.

Выше залегают карбонатные отложения саргаевского и доманикового горизонтов среднефранского подъяруса. В основном, это плотные известняки, прослоями глинистые и доломитизированные.

Толщина среднефранского подъяруса 57 – 99 м.

Имеющиеся промыслово-геофизические и геологические данные не позволяют расчленить верхнефранские отложения. Слагается верхнефранский подъярус известняками, часто глинистыми, плотными, иногда трещиноватыми, редко доломитизированными.

Толщина этих отложений 110 – 183 м.

Фаменский ярус слагается карбонатными породами, представленными известняками и доломитами с редкими прослоями ангидрита. В верхней части фаменского яруса в заволжском надгоризонте выделяется продуктивный пласт Дл.

Нефтенасыщение пласта отмечается на Евгеньевском поднятии и на Юго-Восточном куполе Западно-Евгеньевского поднятия.

Толщина фаменского яруса составляет 311 – 414 м.

КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА

Каменноугольные отложения в пределах района представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижний отдел

Турнейский, визейский, серпуховский ярусы

Нижний карбон представлен карбонатной пачкой турнейского яруса, терригенной толщей бобриковского, терригенно-карбонатной – тульского горизонтов и карбонатно-сульфатной толщей окского надгоризонта визейского яруса и серпуховского яруса.

В кровле турнейскихотложений выделяется  продуктивный пласт В1, содержащий промышленные скопления  нефти. Представлен пласт известняками кристаллическими, кавернозными.

Толщина  отложений турнейского яруса изменяется от 160 м до 265 м.

Визейский ярус подразделяется на бобриковский, тульский горизонты и окский надгоризонт. Терригенные отложения бобриковского горизонта представлены песчаниками, алевролитами и глинами. К песчаникам, залегающим в верхней части горизонта, приурочены продуктивные пласты Б2 / и Б2, в нижней части горизонта в ряде скважин выделен продуктивный пласт Б3,

Толщина бобриковского  горизонта 21 – 38 м.

Тульский горизонт представлен переслаиванием известняков, алевролитов и аргиллитов, с редкими прослоями песчаников. В подошве тульских отложений выделяется пачка известняков – «тульская плита». В верхней части отложений тульского горизонта в песчаниках, залегающих среди карбонатных пород, выделяется продуктивный пласт Б0.

Толщина тульского горизонта 44 – 51 м.

Вышележащие отложения окского надгоризонта и серпуховского яруса представлены переслаиванием известняков, доломитов и ангидритов; в нижней части серпуховского яруса залегает пачка глин тарусского горизонта.

Общая толщина отложений нижнего карбона достигает 834 м.

Средний отдел

Башкирский,  московский ярусы

Средний карбон представлен отложениями башкирского яруса и верейского, каширского, подольского, мячковского горизонтов московского яруса.

Башкирский ярус представлен известняками от скрытокристаллических до крупнокристаллических, реже органогенно – обломочными, прослоями пористыми. В нижней части яруса  выделяется продуктивный пласт А5, который нефтенасыщен на Евгеньевском поднятии и на Северо-Западном, Центральном и Юго-Восточном куполах Западно-Евгеньевского поднятия. В верхней части известняки образуют продуктивный пласт А4, который нефтенасыщен в пределах Евгеньевского поднятия и на Центральном и Юго-Восточном куполах Западно-Евгеньевского поднятия.

Толщина пород башкирского яруса 96 – 129 м.

Московский ярус включает в себя верейский, каширский, подольский, мячковский горизонты.

Верейский горизонт представлен терригенными отложениями: аргиллитами, алевролитами и песчаниками. В нижней части горизонта выделяется промышленно нефтеносный пласт А3,

Каширский, подольский, мячковский горизонты сложены известняками. Встречаются редкие прослои доломитов, с включениями ангидрита и кальцита. В отложениях каширского горизонта, в его нижней части, выделяется нефтенасыщенный пласт А0.

Толщина отложений московского яруса 395 – 486 м.

Верхний отдел

Отложения  верхнего карбона сложены известняками и доломитами с прослоями ангидритов, гипсов и глин.

Толщина верхнего карбона изменяется от 383м до 434 м [1].

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом отношении Евгеньевское месторождение расположено в пределах северо-западной бортовой части Бузулукской впадины. Характерной чертой строения Бузулукской впадины в пределах Самарской области является погружение кристаллического фундамента и всего комплекса осадочных пород в юго-восточном направлении. По отложениям верхнего девона и нижнего карбона описываемый район находится в юго-западной прибортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба Камско-Кинельской системы прогибов.

Западно-Евгеньевское и Евгеньевское поднятия приурочены к Красно-Самарской структурной зоне, морфологически объединяющей группу локальных поднятий, выявленных глубоким бурением, в составе которой в направлении с СЗ на ЮВ прослеживаются, кроме рассматриваемых, такие поднятия, как Западно-Коммунарское, Красно-Самарское, Мало-Малышевское, Максимовское.

Евгеньевское поднятие по основным маркирующим горизонтам палеозоя представляет собой брахиантиклинальную складку, ось которой имеет юго-восточное простирание. Размеры брахиантиклинали в пределах условно замкнутой изогипсы – 3050 м (по поверхности кристаллического фундамента) – 3.4Ч1.1 км. Амплитуда поднятия 66 м.

В составе Западно-Евгеньевского поднятия выделяются четыре куполовидных поднятия, с осью, простирающейся в том же направлении: Северо-Западное, Северное, Центральное, Юго-Восточное.

Евгеньевское поднятие характеризуется унаследованностью структурных форм поверхности фундамента по отложениям девона и нижнего карбона. Отложения среднего карбона на Евгеньевском поднятии, в основном, соответствуют нижележащим структурным формам палеозоя, а на Западно-Евгеньевском претерпевают значительные изменения, хотя ориентация оси и тенденция её к погружению сохраняются.

Перераспределением толщин в отложениях серпуховского и башкирского возраста, по-видимому, объясняется и смещение прогиба между центральным и юго-восточным куполами к юго-востоку на структурных планах среднего карбона.

По кровле калиновской свиты казанского яруса верхней перми наблюдается дальнейшее выполаживание структурных форм. Следовательно, можно отметить, что в районе рассматриваемого месторождения имел место сложный структурообразующий процесс, в котором основную роль играли седиментационный и рифогенный факторы. Евгеньевское поднятие характеризуется унаследованностью структурных форм поверхности фундамента по отложениям девона и карбона и является типичной структурой облекания.

На Западно-Евгеньевском поднятиии на формирование структуры оказали влияние рифогенные процессы серпуховского времени, что обусловило несоответствие структурных планов по отложениям нижнего и среднего карбона.

Вследствие отсутствия или очень незначительного влияния тектонического фактора к верхнепермскому времени Евгеньевское и Западно-Евгеньевское поднятия оказываются практически погребенными [1].

1.5 Нефтегазоводоносность

Евгеньевское нефтяное месторождение в структурном отношении включает в себя два поднятия: Западно-Евгеньевское и Евгеньевское. В свою очередь, Западно-Евгеньевсколе поднятие состоит из ряда куполов: Северо-Западного, Северного, Центрального и Юго-Восточного. Евгеньевское поднятие - из одного купола-Евгеньевского.

Обособленность куполов подтверждается структурными построениями по основным маркирующим горизонтам и различным положением ВНК залежей.

На Евгеньевском месторождении всего пробурено 105 скважин; в том числе - 6 поисковых, 11 разведочных, 86 эксплуатационных и 2 нагнетательных. Нефтеносность месторождения в процессе разбуривания (с 1983 по 1987 г. г.) изучалась по керну и промыслово - геофизическим материалам. Перспективные на нефть отложения опробовались испытателем пластов.

На Западно-Евгеньевском поднятии промышленно нефтеносными являются продуктивные пласты

- А0 каширского горизонта;

- А3 верейского горизонта;

- А4, А5 башкирского яруса;

- Б0 тульского горизонта;

- Б2 /, Б2, Б3 бобриковского горизонта;

- В1 турнейского яруса;

- Дл фаменского яруса;

- ДI/ пашийского горизонта.

На Евгеньевском поднятии промышленно нефтеносными являются продуктивные пласты:

- А0 каширского горизонта;

- А4, А5  башкирского яруса;

- Б0 тульского горизонта;

- Б2 /, Б2 бобриковского горизонта;

- В1 турнейского яруса;

- Дл фаменского яруса;

-ДI/ пашийского горизонта.

Ниже приводится характеристика продуктивного пласта Б0.

Залежи нефти пласта Б0

Пласт Б0 представлен кварцевыми песчаниками, залегающими в средней части тульского горизонта в виде прослоя толщиной от 1 м до 5 м. Пласт перекрыт 6-10 м. карбонатно-глинистой пачкой, а подстилается глинами. Пласт нефтенасыщен на Северо-Западном, Северном, Юго-Восточном куполах Западно-Евгеньевского поднятия и на Евгеньевском поднятии.

На Северо-Западном куполе пласт Б0 залегает на глубине 2113 м. Нефтенасыщение пласта выявлено по данным ГИС. В скв. № 000 песчаники пласта Б0 замещены глинами.

Граница нефтенасыщения принята на абс. отм. минус 1955 м (скв. № 16). Нефтенасыщенная толщина в скв. № 16 – 2.9 м.

Залежь пластовая, литологически экранированная, размером 1.3Ч0.35 км. Высота залежи 3 м.

Коэффициент песчанистости и расчлененности равен 1.

На Северном куполе пласт Б0 залегает на глубине 2050 м. Нефтенасыщение пласта выявлено по данным ГИС и подтверждено опробованием ИПТ в скв. № 13.

Граница залежи принята на абс. отм. минус 1983 м (скв. № 75). Нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.8 м.

Залежь по типу является пластовой. Размер залежи – 0.65Ч0.45 км, высота – 4 м.

Коэффициент песчанистости и расчлененность равен 1.

На Юго-Восточном куполе пласт Б0 залегает на глубине 2040 м. Рассматриваемый пласт состоит из одного проницаемого пропластка толщиной от 0.8 м (скв. № 73) до 4.0 м, в единичных скважинах – из 2. Толщина плотного прослоя составляет 0.4-0.8 м. Коллектор по площади купола распространен не повсеместно, в пределах его юго–западной части происходит замещение песчаников глинистыми породами (скв. №№ 61, 7, 11, 38). Промышленная нефтеносность залежи пласта Б0 доказана опробованием скважин №№ 8, 36, 55, 58, 69. По данным ГИС в скв. №№ 6 и 69 нижняя отметка нефтенасыщения на абс. отм. минус 1999.8 м и 2000.1 м, соответственно. Верхняя граница водонасыщенных пород по данным ГИС в законтурных скважинах №№ 000, 130, 142, 144 прослеживается в интервале абс. отм. минус 1999.3 м –2001.6 м.

Граница залежи принята на абс. отм. минус 2000 м.

По типу залежь пластовая литологически экранированная размером 2.2Ч1.0 км. Высота залежи – 23 м. Коэффициент песчанистости равен 0.98, расчлененность – 1.1 м.

Залежь эксплуатируется с 1987 года.

На Евгеньевском поднятии пласт Б0 залегает на глубине 2040 м.

Залежь нефти выявлена по данным ГИС и опробования. Фонтанный приток нефти был получен в скв. № 1.

Водонефтяной контакт по данным ГИС ни в одной скважине не вскрыт. Нижние отметки нефтенасыщения отбиваются в скважинах №№ 3 и 10 на абс. отм. минус 2004.9 м и 2003 м, соответственно.

За границу залежи принимается подошва нефтенасыщенных песчаников в скв. № 3 - абс. отм. минус 2005 м. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяет от 1 м до 5 м. Пласт состоит из одного проницаемого пропластка и только в скв.150 пласт делится на 2 пропластка.

Залежь пластового типа размером 2,1Ч1,3 км. Высота залежи – 26 м.

Коэффициент песчанистости и расчлененность равны 1.

Залежь находится в разработке с 1986 года.

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Пласт Б0

       Евгеньевское поднятие

Свойства нефти и газа описаны по одной глубинной пробе и одной поверхностной пробе из скважины 1.

Пластовая нефть относится к легким – с плотностью 789,0 кг/м3, маловязким – с динамической вязкостью 2,55 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 8,26 МПа, газосодержание – 64,90 м3/т.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 836,0 кг/м3, газовый фактор – 52,97 м3/т, объёмный коэффициент – 1,130, динамическая вязкость разгазированной нефти – 11,69 мПа·с.

Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, характеризуется отсутствием сероводорода, углекислого газа – 0,27%, азота – 14,23%. Содержание гелия в газе 0,027%. Мольное содержание метана – 35,25%, этана – 23,40%, пропана – 18,88%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 26,85%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,042, а теплотворная способность – 52104,3 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы в нефти 1,73%), малосмолистая (4,64%), высокопарафиновая (6,20%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 50,0%.

Западно-Евгеньевское поднятие Северный, Северо-Западный, Юго-Восточный купола

Физико-химические свойства нефти и газа описываются по двум глубинным пробам из скважины 8 и трём поверхностным пробам из скважин 8 (две пробы), 15 (одна проба ИПГ).

Пластовая нефть относится к легким – с плотностью 807,0 кг/м3, маловязким с динамической вязкостью 2,99 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 8,16 МПа, газосодержание – 57,65 м3/т.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 844,0 кг/м3, газовый фактор – 46,82 м3/т, объёмный коэффициент – 1,107, динамическая вязкость разгазированной нефти – 13,14 мПа·с.

Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, характеризуется отсутствием сероводорода, углекислого газа – 0,29%, высоким содержанием азота – 14,34%. Содержание гелия в газе – 0,033%. Мольное содержание метана – 34,79%, этана – 23,95%, пропана – 17,93%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 26,63%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,047, а теплотворная способность – 52288,1 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы в нефти 1,96%), малосмолистая (9,55%), высокопарафиновая (6,22%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 44,0%.

1.7 Коллекторские свойства пластов

Продуктивная часть пласта А0 каширского горизонта представлена известняками тонкослоистыми, полосчатыми, органогенными и органогенно-обломочными, кавернозно-поровыми, с редкими минеральными трещинами и стилолитовыми швами. Органогенные остатки, перекристаллизованные до образования комков и сгустков пелитоморфного карбоната кальция, неравномерно замещаются доломитом микрокристаллическим, реже пиритом. Цемент поровый, пойкилитовый, участками крустификационный, реже контактовый и базальный, кальцитового состава. Емкость коллектора обусловлена вторичными порами с размерами 0,05-0,3 мм и межкристаллическими микропорами. Поры выщелачивания размером 0,5-0,7 мм, увеличиваются до образования мелких (1-1,5мм) каверн. Каверны щелевидной формы, тупиковые, замкнутые, чаще зияющие. Часть пор запечатана эпигенетическими минералами – кальцитом, доломитом, пиритом.

Нефтенасыщенная часть пласта А3 верейского горизонта сложена песчаниками мелкозернистыми, полимиктовыми, неравномерно алевритистыми, участками глинистыми, массивными, пористыми. Микроскопически состав основной массы определяется как слюдисто-полевошпатово-кварцевый, с небольшим содержанием хлорита и глауконита. В составе основной массы преобладают зерна кварца. Форма их угловатая и полуокатанная, реже совершенной окатанности. Отмечены катаклазированные зерна, с волнистым угасанием. Из акцессорных минералов отмечены редкие зерна циркона и граната. Цемент поровый, карбонатного и карбонатно-глинистого состава. В пойкилитовом цементе содержатся крупные монокристаллы кальцита. Отмечен цемент коррозионный, пиритового состава. В базальном цементе концентрируется глинистый материал. В локальных участках содержатся доломит и битум. Коллектор поровый. Поры межзерновые, линейные, с размерами от 0,05 до 0,15мм, межкристаллические поры имеют размеры в пределах 0,01-0,03 мм. Трещины горизонтальные или ориентированные в разных направлениях, чаще разветвляются или выклиниваются. Они выполнены глинистым материалом.

Пласт А4 залегает в верхней части башкирского яруса. Нефтенасыщенная часть пласта характеризуется известняками органогенными, в различной степени перекристаллизованными, пористыми, трещиноватыми. Трещины прерывистые, минеральные, ориентированны параллельно напластованию. Микроскопически установлены в основной массе реликтовые органогенная и органогенно-обломочная структуры с комплексом фауны фораминифер, иглокожих, остракод, брахиопод, с водорослями и сферолитами. Органогенные остатки плохой сохранности. Они перекристаллизованы до образования псевдооолитовой и комковато-сгустковой структуры. Цемент поровый, контактовый, пойкилитовый, крустификационный, реже регенерационный. Состав цемента преимущественно кальцитовый. Участками в нем локализуется доломит, реже битум. Коллектор поровый, с мелкими кавернами. Емкость в нем обусловлена межформенными порами с размерами от 0,05 до 0,3 мм. Размеры пор выщелачивания увеличиваются до 0,5-0,6 мм. Поры выщелачивания имеют щелевидную форму. Микропоры межкристаллические обусловлены процессами перекристаллизации и доломитизации. Крупные поры расширяются до образования мелких каверн за счет растворения и выщелачивания минеральной части коллектора. Каверны и поры нередко изолируются между собой эпигенетическим кальцитом, аутигенным пиритом или битумом. Сообщаются поры узкими канальцами, реже диагенетическими микротрещинами.

Пласт А5 изучен по керну, отобранному из водонасыщенной части пласта. В составе пласта преобладают известняки кристаллические, с органогенными остатками, неравномерно доломитизированные, пористые, с мелкими кавернами и минеральными трещинами. Микроскопически установлены реликтовые органогенная и органогенно-обломочная структуры основной массы. Органогенные остатки плохой сохранности. Значительная часть их перекристаллизована в комки и сгустки биоморфного карбоната кальция. Цемент поровый, базальный, пойкилитовый. Коллектор неоднородный. В нем развиты вторичные поры, межкристаллические или типа выщелачивания, реже наблюдаются межформенные (постседиментационные). Размеры пор изменяются от 0,01 до 0,5 мм или увеличиваются до размеров мелких каверн. Форма пор неправильная, щелевидная. Сообщаются поры узкими канальцами или микротрещинами. Выделяются поры тупиковые, появление которых объясняется выполнением части пор кристаллами вторичного кальцита или инкрустации как пор, так и поровых каналов кварцем микрокристаллическим. Трещины ориентированы в разных направлениях. Среди них есть открытые, минеральные. Редко они выполняются органическим веществом.

Пласт Б0 тульского горизонта сложен песчаниками кварцевыми, тонко-слюдистыми, мелкозернистыми, неравномерно трещиноватыми. Основная масса кластического материала отсортирована по размерам зерен от 0,1 мм до 0,25 мм. Зерна кварца угловатые и полуокатанные. Чешуйки слюды составляют небольшой процент. Встречаются редкие зерна циркона. Цемент контактовый, участками поровый, глинистого состава. Емкость коллектора обусловлена межзерновыми порами. Поры линейные с размерами от 0,02 до 0,1 мм. Сообщаются они узкими канальцами. В порах содержится битум темно-бурый, реже пирит. Трещины ориентированы параллельно напластованию, открытые, некоторые прерывистые и ветвящиеся, выполнены органическим веществом.

Пласты Б2/, Б2 и Б3 приурочены к отложениям бобриковского горизонта и представлены песчаниками в кровле и подошве с прослоями алевролитов и глин, реже плотных песчаников. Продуктивная часть сложена песчаниками кварцевыми, разнозернистыми (средне - и крупнозернистыми), массивными. Отсортированность зерен по размерам соответствует фракции 0,25-0,1 мм. В кластическом материале преобладают полуокатанные зерна кварца. Редкие из них угловатые или совершенной окатанности, катаклазированные. Отмечены скрытокристаллические разновидности кварца, редкие зерна полевого шпата, глауконита и чешуйки мусковита. Из акцессорных минералов встречаются единичные зерна циркона. Цемент неравномерный – контактовый, поровый, пойкилитовый. В двух последних содержится кальцит, доломит, ангидрит. В базальных участках чаще наблюдается глинистый материал. Коллектор поровый, емкость в нем обусловлена межзерновыми узкими канальцами. Часть пор выполнена битумом, реже пиритом.

Пласт В1 турнейского яруса сложен известняками органогенными, перекристаллизованными. В основной массе наблюдаются реликты органогенно-детритовой и реже органогенно-обломочной структур. Органические остатки чаще перекристаллизованы до образования комков и сгустков биоморфного карбонатного кальцита. Цемент поровый, реже базальный или пойкилитовый. В последнем кальцит представлен крупными кристаллами. Ими же замещаются членики криноидей, которые чаще регенерированы. В поровом цементе кроме кальцита отмечается доломит и ангидрит (скв. 7). Коллектор кавернозно-поровый. Поры в нем межформенные (постседиментационные) и типа выщелачивания. Сообщаются поры узкими канальцами или диагенетическими микротрещинами. Поры и поровые канальцы неравномерно выполняются битумом. Часть пор и каверн разобщаются вторичным кальцитом, вследствие чего ухудшаются коллекторские свойства. Между порами выщелачивания развиты трещины – горизонтальные, открытые. В скв. 1 отмечены трещины минеральные, извилистые.

Пласт Дл заволжского надгоризонта сложен известняками с редкими прослоями доломита известковистого, органогенно-обломочного, сгусткового, слабо перекристаллизованого, сложенного окатанными обломками кальцитовой фауны криноидей, водорослей, остракод, фораминифер. Цемент карбонатный порового и базального типов. Поры выщелачивания с округлыми краями расположены как в полостях раковин, так и в межформенном пространстве. Размер пор 0,02-0,24 мм, редко – 0,5-2,0 мм.

Пласт ДI/ залегает в верхней части пашийского горизонта. Нефтенасыщенная часть пласта сложена песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, слабо слюдистыми, алевритистыми, пористыми. В составе кластического материала преобладают зерна кварца угловатой формы. Отмечены зерна полевого шпата, тонкочешуйчатый слюдистый материал и рассеянные зерна циркона. Цемент контактовый и поровый. В последнем содержится пелитовая фракция в количестве от 0,4 до 3,3% и пелитоморфный карбонат кальция до 2,7%. Органическое тонкодисперсное вещество входит в состав цемента и выполняет трещины. Редко наблюдается пойкилитовый цемент с кристаллами вторичного кальцита. Коллектор поровый, обусловлен межзерновыми порами, линейными. Размер пор составляет 0,02-0,05 мм. Сообщаются они более или менее равномерно узкими канальцами. Часть пор выполнена битумом. Редкие трещины, ориентированные параллельно напластованию, извилистые и ветвящиеся, выполнены битумом метаморфизованным. Песчаники постепенно переходят в алевролиты [1].

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Объемный метод подсчета запасов нефти широко распространен и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на состояние 1 января 2015 г. по пласту Б0.

Исходные данные для расчета запасов нефти и газа сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Б0

Параметры	Обозначения	Б-0
Категория запасов		С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	2400
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	3,4
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,19
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,91
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,736
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	γ	0,836
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,514
Газовый фактор, м3/т	g	52,97
Накопленная добыча нефти из пласта Б-0, тыс. т. на 01.01.2015г.	355,7

Подсчет балансовых запасов нефти

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ β ∙ γ ∙ θ,  (1.1)

где Qбал – балансовые запасы нефти, тыс. т.

F - площадь нефтеносности, тыс. мІ

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м

m - коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород, доли единиц.

β - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц.

γ - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/мі

θ - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в  поверхностных условиях, доли единиц

Qбал =2400,0·3,40·0,19·0,910·0,836·0,736=868,10 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 868,10 · 0,514 = 446,20 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2015 г.

Для подсчета остаточных запасов нефти на 01 января 2015 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период по 2015 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =355,70 тыс. т

Qост. бал. = 868,10 - 355,7= 512,40 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 446,20 - 355,7 = 90,50 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 868,10 - 52,97 = 45983,26 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 446,20·52,97 = 23635,21 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2015 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =355,70·52,97 = 18841,43 тыс. мі

Vост бал = Vбал - Vдоб,  (1.8)

Vост бал = 45983,26 - 18841,43 = 27141,83 тыс. мі

Vост изв = Vизв - Vдоб,  (1.9)

Vост изв = 23635,21 - 18841,43 = 4793,78 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2015 года представлены в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
868,10	446,20	512,40	90,50	45983,26	23635,21	27141,8	4793,78

Выводы

В административном отношении Евгеньевское месторождение расположено на территории Кинельского административного района Самарской области, в 40 км к востоку от г. Самара.

В региональном тектоническом отношении Евгеньевское месторождение расположено в пределах северо-западной бортовой части Бузулукской впадины.

Евгеньевское месторождение является многопластовым, включающим залежи нефти пластов А0, А3, А4, А5, Б0, Б2/, Б2, Б3, В1, Дл, ДI/ на Евгеньевском поднятии и Северном, Северо-Западном, Центральном, Юго-Восточном куполах Западно-Евгеньевского поднятия, небольшие краевые участки залежей числятся в нераспределенном фонде месторождения.

На 01.01.2015 г. в эксплуатации 28 залежей нефти, шесть из которых выявлены и эксплуатируется с 2008 года (А0, А5 Евгеньевского поднятия; А0 Центрального купола, А0, А4, А5 Юго-Восточного купола, две – с 2009 года (Б2 Северного купола, Б0 Северо-Западного) и одна – с 2011 года (А3 Юго-Восточного купола).

Пласты Б2 и Б2/ на Евгеньевском поднятии и Юго-Восточном куполе разрабатываются совместно.

Продуктивная часть пласта А0 каширского горизонта представлена известняками тонкослоистыми, полосчатыми, органогенными и органогенно-обломочными, кавернозно-поровыми, с редкими минеральными трещинами и стилолитовыми швами.

Нефтенасыщенная часть пласта А3 верейского горизонта сложена песчаниками мелкозернистыми, полимиктовыми, неравномерно алевритистыми, участками глинистыми, массивными, пористыми.

Пласт Б0 тульского горизонта сложен песчаниками кварцевыми, тонко-слюдистыми, мелкозернистыми, неравномерно трещиноватыми.

Пласты Б2/, Б2 и Б3 приурочены к отложениям бобриковского горизонта и представлены песчаниками в кровле и подошве с прослоями алевролитов и глин, реже плотных песчаников.

Пласт В1 турнейского яруса сложен известняками органогенными, перекристаллизованными.

Пласт Дл заволжского надгоризонта сложен известняками с редкими прослоями доломита известковистого, органогенно-обломочного, сгусткового, слабо перекристаллизованого, сложенного окатанными обломками кальцитовой фауны криноидей, водорослей, остракод, фораминифер.

Пласт Дл заволжского надгоризонта сложен известняками с редкими прослоями доломита известковистого, органогенно-обломочного, сгусткового, слабо перекристаллизованого, сложенного окатанными обломками кальцитовой фауны криноидей, водорослей, остракод, фораминифер. Цемент карбонатный порового и базального типов.

Пласт ДI/ залегает в верхней части пашийского горизонта. Нефтенасыщенная часть пласта сложена песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, слабо слюдистыми, алевритистыми, пористыми.

Остаточные извлекаемые запасы нефти и газа пласта Б0, посчитанные объемным методом, составили 90,5 тыс. т. и 4793,8 тыс. м3 соответственно.