Геологическая часть

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Убеженское месторождение расположено в северо-восточной части Краснодарского края на границе со Ставропольским краем, на землях Успенского района и примыкает на востоке к Николаевскому газонефтяному месторождению (рис.1.1). Убеженское месторождение находится на расстоянии  245 км от г. Краснодар,  расположено на правом берегу р. Кубань.

Обзорная карта района работ

Рис.1.1

1.2 Орогидрография

По левому берегу р. Кубань проходит железнодорожная дорога Армавир-Невинномысск. Рельеф северной части описываемого района представлен террасовидным уступом с отметками +200 м до +320 м, изрезанным многочисленными узкими и длинными промоинами овражного типа и балками Крутая, Воровская и Державная. К югу уступ обрывается, переходя в широкую надпойменную террасу реки Кубань.

В южной части района протекает река Кубань – основная водная артерия края, являющаяся естественной южной границей Убеженского  месторождения. В течение года температура в реке Кубань колеблется от 0єC до +26єC.

1.3 Стратиграфия

В разрезе месторождения принимают участие породы от нижнемеловых до современных отложений.

Нижний мел

Отложения нижнего мела встречены в разрезе Убеженской площади (скв. К-151, К-183, К-257 и др.). Слагаются они порфиритовыми базальтами, спилитами и различными туфами. Породы сильно изменены и залегают с углами до 10°. Отнесение их к нижнему мелу основывается на сопоставлении с разрезами соседних площадей (Советской, Южно-Советской, Бесскорбненской и др.), где аналогичная по составу толща вулканогенов залегает выше аргиллитовых толщ нижней - средней юры и красноцветных пород верхней юры, а так же ниже фаунистически охарактеризованного апта.

Неполная толщина 400 м. Выше несогласно, с размывом, залегают отложения палеоцена.

Палеоцен

Отложения палеоцена разделены на две части: нижнюю - эльбурган и верхнюю - свиту Горячего Ключа.

При пересчете запасов нефти и газа в 1974 г. институтом КраснодарНИПИнефть  стратификация разреза палеоцена была изменена: нижняя часть была описана как ейская, а верхняя как коноковская свиты.

Ейская свита распространена повсеместно и расчленяется по литологическим признакам на нижнюю и верхнюю части.

Нижняя часть слагается в основном глинами  темно-серыми, известковистыми, сильно алевролитовыми, слюдистыми, с редкими прослоями серых известковистых алевролитов, с прослоями конгломерата в основании. Конгломерат состоит из слабо окатанных обломков вулканогенных пород. В низах нижней части иногда выделяется пласт песчаника серого, известковистого, неслоистого грубозернистого до гравелита, с обилием углистых веществ, с запахом битума.

Верхняя часть представляет толщу алевролитов, с редкими прослоями песчаников и глин, а в верхах с частыми прослоями известняков. Алевролиты и песчаники серые, известковистые или слабо известковистые, глинистые. Глины темно-серые, известковистые, алевритовые. Известняки органогенные, алевритовые, неслоистые, плотные, с крупными раковинами моллюсков.

Коноковская свита распространена повсеместно и залегает без признаков несогласия. Слагается она в большей своей части алевролитами с редкими прослоями песчаников и глин и лишь верхние 10 метров свиты представлены исключительно глинами.

Песчаники и алевролиты серые и темно-серые, неизвестковистые, неслоистые, нередко глинистые, часто плотные, а в верхах (25 м толщины) слабо сцементированные. В этих отложениях на Убеженской площади находятся нефтяные залежи. Разрезы коноковской свиты, в которой заключены залежи нефти, характеризуются большой схожестью в региональном плане, включая Убеженскую и Николаевскую площади.

Глины коноковской свиты темно-серые, неизвестковистые, слюдистые, неслоистые, уплотненные. В отложениях свиты находится комплекс фораминифер, состоящий исключительно из агглютинирующих форм широкого вертикального распространения.

В связи с этим, стратиграфическая принадлежность коноковской свиты определяется исходя из положения в разрезе. Залегает эта свита между поверхностью предабазинского несогласия и фаунистически охарактеризованной черкесской свитой и, следовательно, соответствует абазинской свите северного склона Кавказа, т. е. верхней части палеоцена.  Толщина коноковской свиты 220-240 метров.

Эоцен

Эоценовые отложения расчленяются на черкесскую свиту, керестинский горизонт, кумскую и белоглинскую свиту.

Черкесская свита распространена повсеместно. Эта свита расчленяется на верхнюю и нижнюю части.

Нижняя часть представлена алевролитами и песчаниками серыми светло-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, известковистыми и неизвестковистыми, с редкими прослоями темно-зеленых неизвестковистых глин. В верхней части алевролитов на Убеженской площади находится газовая залежь.

Верхняя часть слагается глинами темно-зеленовато-серыми, известковистыми и слабо известковистыми, алевритовыми, сильно слюдистыми, слоистыми; иногда с фауной моллюсков, многие формы которой распространены в калужской свите северного склона Кавказа.

По всему разрезу свиты встречаются формы фораминифер, обычные для черкесской свиты эталонного разреза. Толщина свиты от 140 до 180 м.

Керестинский горизонт залегает с перерывом в осадконакоплении. Слагается он известняками светло-серыми, с темными пятнами тонкокристаллического пирита, неслоистыми, различной плотности. Толщина горизонта до 5 метров.

Кумская свита распространена повсеместно. Слагается эта свита мергелями коричневато-серыми, тонкослоистыми, различной плотности, с обилием чешуй рыб. Выделена кумская свита на основе характерных форм фораминифер и обычной для нее литологии. Толщина до 10 метров.

Белоглинская свита распространена повсеместно. Слагается свита мергелями и сильно известковистыми глинами светло-серого цвета, иногда с зеленоватым оттенком, местами со скоплением тонкокристаллического пирита, образующего темные пятна. Выделена белоглинская свита по характерным формам моллюсков, фораминифер, и свойственной литологии. Толщина свиты от 35 до 57 м.

Олигоцен

Отложения олигоцена представлены майкопской серией. В пределах Убеженской площади эта серия местами выходит на поверхность и, в той или иной степени, размыта, а местами перекрывается с размывом отложениями антропогена.

Майкопская серия распространена повсеместно и залегает без признаков несогласия. Слагается она по всей толще почти исключительно глинами серыми, редко с зеленоватым оттенком, неизвестковистыми почти по всему разрезу (кроме нижних 100-120 м) иногда с прослойками (до 5 см толщины) алевролитов, а в нижней части с редкими прослойками (до 5 см толщины) коричневатых мергелей.

В нижней части майкопской серии (200-300 м толщины) распространены фораминиферы, характерные для хадумской свиты (ставропольские литофации), а в верхней части встречаются отдельные виды, обычные для баталпашинской свиты разреза по р. Кубань. Толщина майкопской серии от 130 до  700 м.

1.4 Тектоника

Убеженская площадь расположена в южной части  Центрального Предкавказья. В тектоническом отношении входит в состав Армавиро-Невинномысского вала, имеющего северо-западное простирание. Юго-западное крыло этого вала более крутое и нарушено разломом, а северо-восточное – несколько пологое, сочленяется со Ставропольским сводовым поднятием.

Армавиро-Невинномысский вал осложнен структурами низшего порядка – отдельными локальными поднятиями северо-западного простирания: Успенским, Александровским, Армавирским, а в северо-восточной части – Убеженским и Николаевским. Все указанные поднятия имеют типично платформенный характер: пологие крылья, брахиантиклинальный облик, отсутствие крупных дизьюнктивных нарушений. Николаевское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, ориентированную в широтном направлении. С юга Николаевская складка кулисообразно сочленяется с Убеженским поднятием, расположенным примерно  в 5 км на юго-запад от первой и заметно приподнятым на фоне окружающего структурного плана.

Сводовая часть находится на 70 м выше свода Николаевской складки. Предполагается, что это вызвано резким приращением мезозойских отложений Убеженской площади.

Убеженская складка, содержащая нефтяную залежь, представляет собой вытянутую на запад-северо-запад брахиантиклиналь с отчетливо выраженными двумя сводами, из которых западный примерно на 5 м выше восточного.

По кровле черкесской свиты, вскрытой наибольшим числом скважин, размеры складки  по продольной оси составляют 9 км, по поперечной – 2,5 км.

Размеры по тем же направлениям коноковской свиты по изогипсе – 156м, на которой располагается ВНК, равны соответственно 2,7 км и 0,65 км.

Этажи начальной нефтеносности были равны – по западному своду 25м, по восточному – около 20м. Восточная периклиналь более вытянута по сравнению с западной. Северное крыло более крутое по сравнению с южным. Наибольшие углы падения наблюдаются в законтурной и приконтурной областях в районе скважин 250, 225, где они достигают 18° на отметках -200-190 м. Несколько выше по восстанию, в приконтурной области (на отметках -160 -155 м) угол падения на том же северном крыле снижается до 8°. На запад и на восток углы падения становятся более пологими, уменьшаясь на тех же отметках в районе периклинальных окончаний до 3° (западная периклиналь) и до 2° (восточная периклиналь). Южное крыло в приконтурной части погружается под углом 4-5°.

1.5 Нефтегазоводоносность

Нефтяная залежь Убеженского месторождения приурочена к верхней части свиты горячего ключа (коноковская свита) с этажом нефтеносности 19,4 м.

Нефтесодержащими породами в свите горячего ключа являются песчаники. Ловушкой нефти является сводовая часть антиклинали, экранированная сверху пластом непроницаемых алевролитов и глин мощностью 20 м. нефтяная залежь по всей площади подпирается подошвенной водой, при отсутствии свободного газа.

Водонефтяной контакт (ВНК) утвержден горизонтальным на абсолютной отметке – 156м. Положение ВНК обосновывалось по результатам опробований и материалам промыслово-геофизических исследований 20 скважин.

Размеры залежи  в пределах изогипсы кровли коллекторов коноковской свиты  – 156м, на которой располагается ВНК, равны 2,7*0,7 км. Высота залежи в этих же пределах составляет около 20,8 м. Режим залежи водонапорный.

Структурная карта кровли коллектора представлена в приложении 3. Карта начальных нефтенасыщенных толщин представлена в приложении 2.

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Физико-химические свойства нефти и растворенного газа отложений коноковской свиты изучены с достаточной полнотой.

По своим свойствам нефть Убеженского месторождения не отличается существенно от нефтей соседних Николаевского и Александровского месторождений: легкая, средняя плотность 0,755 г/см3, малосмолистая, малосернистая, высокопарафинистая, не содержит серы и асфальтенов. По групповому углеводородному составу нефть относится к метано-нафтеновому типу. При фракционной разгонке выход светлых фракций при температуре до 2000С составляет 59 %. Температура застывания нефти +6 0С, начала кипения +37 0С. Вязкость нефти при 200С 1,24 сСт.  Плотность  нефти в  пластовых условиях  0,733 г/см3,  вязкость  0,56 спз.

Свойства нефти в пластовых условиях Убеженского месторождения изучались по 3 глубинным пробам из скважины № 000,  и по поверхностным пробам  из скважин №№ 7, 10.

Физико-химические свойства нефти приведены в таблицах 1.1 и 1.2.

Попутный нефтяной газ Убеженского месторождения относится к «жирным» газам, так как содержит большое количество тяжелых углеводородов: пропана 22,66%, и бутанов 16,53% по объему.

Содержание гелия достигает 0,01% по объему. Газ этого месторождения не подлежит учету по запасам гелия.

Таблица 1.1

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Убеженского месторождения (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование параметра	Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
скважин	проб
1	2	3	4	5
Плотность при 200С,  кг/м3	1	3	-	0,755
Вязкость,  мПа. с	1	3	-	0,56
при 20ОС	1	3	-	-
при 50ОС	1	3	-	-
Молярная  масса,  г/ моль	1	3	-	-
Температура застывания, °С	1	3	-	+6
Массовое содержание, %	1	3
серы	1	3	-	-
смол силикагелевых	1	3	-	0,49
асфальтенов	1	3	-	Нет
парафинов	1	3	-	5,75
воды	1	3	-	0,2
механических примесей	1	3	-	-
Содержание микрокомпонентов, г/т	1	3
ванадий	1	3	-	-
никель	1	3	-	-
Температура плавления парафина, °С	1	3	-	-
Температура начала кипения, °С	1	3	-	+37
Фракционный состав (объемное содержание  выкипающих ),  %	1	3
до  100°С	1	3	-	24
до  150°С	1	3	-	43
до  200°С	1	3	-	55
до 250°С	1	3	-	65
до  300°С	1	3	-	74
Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ …………...)

Таблица 1.2

Свойства пластовой нефти Убеженского месторождения

Наименование параметра	Численные значения
диапазон значений	принятые значения
1	2	3
Пластовое давление, МПа	-	2,49
Пластовая температура, °С	-	52
Давление насыщения, МПа	-	-
Газосодержание, м3 /т	-	17
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1=        МПа;  t1=...°С Р2=        МПа;  t2=...°С Р3=        МПа;  t3=...°С Р4=        МПа;  t4=...°С
Плотность в условиях пласта, кг/м3	-	0,733
Вязкость в условиях пласта, мПа с	-	0,56
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4	-	-
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	- - -	0,98 - -
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	- - -	- - -

1.7 Коллекторские свойства объекта

Сводная геолого-геофизическая характеристика приведена в таблице 1.3.

Выделение коллекторов в продуктивном горизонте коноковской свиты произведено по данным промыслово-геофизических исследований скважин с учетом данных керна и результатов опробования скважин.

Продуктивный горизонт коноковской свиты представлен гранулярным типом коллекторов и делится на две пачки (I пачка – алевролиты, II пачка - пески и песчаники).

Пласты-коллекторы, насыщенные нефтью, характеризуются сравнительно хорошей выдержанностью по мощности в пределах месторождения.

Выделение пластов-коллекторов не представляет затруднений. По комплексу геофизических данных (СК, БКЗ кавернометрии, МКЗ, ГК) уверенно выделяется глинистый реперный пласт, толщиною 10м, ниже которого залегает пласт уплотненного сильно заглинизированного алевролита, толщиною 14м с сопротивлением 4-5 Омм. Верхний продуктивный пласт характеризуется удельным сопротивлением от 8 до 55 Омм, а нижний продуктивный пласт  от 40 до 150 Омм.

Таблица 1.3

Геолого-физическая характеристика I горизонта

Параметры	Объект  разработки
свита горячего ключа
Средняя глубина залегания кровли (абс. отметка), м	146
Тип залежи	пластовая  сводовая
Тип коллектора	гранулярный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	1579
Средняя общая толщина, м	28
Средняя газонасыщенная толщина, м	-
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	9,8
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	-
Коэффициент пористости, доли ед.	0,308
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.	-
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.	-
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,651
Проницаемость, мкм2	1,5
Коэффициент песчанистости, доли ед.	1
Расчлененность	1
Начальная пластовая температура, оС	52
Начальное пластовое давление, МПа	2,49
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с	0,56
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа с	-
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,733
Плотность нефти (газа) в поверхностных условиях, т/м3	0,755
Абсолютная отметка ГНК, м	-
Абсолютная отметка ВНК, м	-156
Объемный коэффициент нефти (газа), доли ед.	1,061
Содержание серы в нефти, %	-
Содержание парафина в нефти, %	5,75
Давление насыщения нефти газом, МПа	0,5
Газовый фактор, м3/т	17
Содержание сероводорода, %	-
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа с	0,55
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,002
Сжимаемость, 1/Мпа Ч 10-4
нефти	7,5
воды	4,5
породы	3,5
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,800

Кровля верхней продуктивной пачки определялась по стандартному каротажу  (по градиент-зонду) и контролировалась по кривым градиент-зонда, ПС, МКЗ, ГК и кавернограмме. Пласты-коллекторы характеризуются отрицательными аномалиями ПС от 10 до 60мв. На кавернограмме таким пластам-коллекторам соответствует уменьшение диаметра скважины, а на диаграммах микрозондов – положительные приращения.

Кровля нижней продуктивной пачки определялась по резкому возрастанию кажущихся сопротивлений, характерному для пластов с низкой глинистостью, и высокой пористостью и проницаемостью, по сравнению с верхним продуктивным пластом.

На основании приведенных критериев разрез верхней части коноковской свиты был разделен на четыре части.

Верхняя часть (толщиною около 10м) сложена глинами. Ее подстилает пачка (толщиною около 10м) плотных алевролитов, являющихся покрышкой нижезалегающих нефтенасыщенных коллекторов. Эти коллектора разделяются на I и II продуктивные пачки.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Числившиеся на Государственном балансе извлекаемые запасы нефти на 01.01.2011 г. были полностью отобраны, в 2011 году запасы нефти Убеженского месторождения были оперативно пересчитаны и утверждены ГКЗ (Протокол г.) в следующих количествах:

Начальные геологические                2213 тыс. т

Начальные извлекаемые                1748 тыс. т.

Сведения о принятых подсчетных параметрах свиты горячего ключа приведены в таблице 1.4.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа залежи II горизонта на 1 января 2016 г.

Таблица 1.4

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа

Параметры	Обозначения	Горячий ключ
Категория запасов		А+В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	1579
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	9,8
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,31
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,65
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,94
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,755
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,79
Газовый фактор, м3/т	g	17
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г.	1704

Подсчет балансовых и извлекаемых 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 =1579,0·9,80·0,31·0,650·0,755·0,940=2212,88 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 2212,88 · 0,790= 1748,18 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =1704,00 тыс. т

Qост. бал. = 2212,88 - 1704,0= 508,88 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 1748,18 - 1704,0=44,18 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 2212,88 · 17,00·=37618,96 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 1748,18·17,00= 29719,06 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =1704,00·17,00= 28968,00 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 508,88 · 17,00 = 8650,96 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 44,18 · 17,00 = 751,06 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
2212,88	1748,18	508,88	44,18	37618,96	29719,06	8650,96	751,06

Выводы

Убеженское месторождение расположено в северо-восточной части Краснодарского края на границе со Ставропольским краем, на землях Успенского района и примыкает на востоке к Николаевскому газонефтяному месторождению.

В южной части района протекает река Кубань – основная водная артерия края, являющаяся естественной южной границей Убеженского  месторождения.

Коноковская свита (свита горячего ключа) распространена повсеместно и залегает без признаков несогласия. Слагается она в большей своей части алевролитами с редкими прослоями песчаников и глин и лишь верхние 10 метров свиты представлены исключительно глинами.

Убеженская площадь расположена в южной части  Центрального Предкавказья. В тектоническом отношении входит в состав Армавиро-Невинномысского вала, имеющего северо-западное простирание.

Нефтяная залежь Убеженского месторождения приурочена к верхней части свиты горячего ключа (коноковская свита) с этажом нефтеносности 19,4 м.

Нефтесодержащими породами в свите горячего ключа являются песчаники.

Нефть малосмолистая, малосернистая, высокопарафинистая, не содержит серы и асфальтенов.

В работе представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2016 г. по свите горячего ключа горизонту. Подсчитанные запасы нефти полностью соответствуют запасам числящимся на балансе в размере геологические – 2213 тыс. т, извлекаемые – 1748 тыс. т, КИН 0,79.