Геологическая часть

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение расположено в пределах Северского района Краснодарского края между Северской и Калужской станицами, включая и южную часть станицы Новодмитриевской, в переходной зоне от предгорий северного склона Кавказского хребта к Прикубанской низменности и характеризуется высотными отметками от плюс 32 м до плюс 74 м. Южная часть площади сильно изрезана балками, покрытыми кустарником и лесом.

С краевым центром г. Краснодаром, находящимся на расстоянии 25 км, месторождение связано асфальтированной дорогой. Ближайшая железнодорожная станция Афипская расположена в 7 км. В районе месторождения, кроме того, имеется достаточно густая сеть шоссейных дорог, соединяющих промыслы с соседними населёнными пунктами, а также с морским портом – г. Новороссийском (рис1.1).

Обзорная схема

Рис.1.1

1.2 Орогидрография

Площадь месторождения пересекает р. Афипс с притоками Шебш и Адогай, протекающими в меридиональном направлении. 

Климат района умеренно-континентальный, со среднегодовой температурой +11, +12°С. Лето сравнительно сухое, жаркое, со среднемесячной температурой +25°С. Зимой среднемесячная температура минус 5°С, однако бывают морозы до -20°С. Безморозный период 195 дней. Среднегодовое количество осадков 550-600 мм, большая часть их выпадает в осенне-зимний период в виде дождя.

Ветровой режим неустойчив. Преобладают ветры северо-восточного и восточного направлений. С мая по август нередки юго-западные и западные ветры. Средняя скорость ветра в течение года от 3 до 7 м/сек. 

1.3 Стратиграфия

Эоцен

Кумская свита по литологическим признакам может быть разделена на две части: нижнюю и верхнюю.

Нижняя часть свиты – кумский продуктивный горизонт, представлена чередовани-ем алевролитов, песчаников и песчанистых глин. Толщины отдельных песчано-алевролитовых прослоев изменяются от нескольких сантиметров до 2,5–3,0 м.

В средней части разреза, примерно в 30 м от кровли продуктивного горизонта, прослеживается довольно толстый (до 4–5 м) песчаный пласт, являющийся репером.

Верхняя часть кумской свиты сложена глинами серыми и тёмно-серыми песчано-слюдистыми, известковистыми, реже неизвестковистыми с редкими и тонкими прослоями песчаников и алевролитов. Толщина глин верхней части свиты достигает 50 м.

Общая толщина кумской свиты колеблется от 182 м на западе (скважины № 36 и № 40) до 80 м на востоке (скважина № 13). В своде складки толщина достигает 90–100 м.

Изменение общей толщины кумской свиты происходит, главным образом, за счёт изменения толщины его продуктивной песчано-глинистой части, которая уменьшается с запада на восток от 110–115 м (скважины № 36 и № 40) до 30 м (скважины № 13 и № 14), а также от крыльев складки к её своду (скважина № 15).

Сокращение толщины горизонта происходит за счёт выклинивания подошвенной части.

В большей степени сокращается толщина нижней части продуктивного горизонта /ниже репера/, тогда как его верхняя часть сохраняется без существенных изменений на всей площади месторождения.

1.4 Тектоника

Новодмитриевское месторождение приурочено к центральной части южного борта Западно-Кубанского передового прогиба, в пределах которого выделяется ряд антиклинальных складок, группирующихся в две антиклинальные зоны.

Южная, Азовская зона, включает с востока на запад Ставропольскую, Колинскую, Азовскую и Глубокоярскую антиклинали.

Северная, Калужская зона, включает структурную террасу в районе Ключевой, Калужскую, Новодмитриевскую и Восточно-Северскую антиклинали.

Антиклинальные зоны разделяются узкой Григорьевской синклиналью, которая в районе Калужской складки и восточнее ее, а также западнее Восточно-Северской складки трансформируется в моноклиналь.

К северу от Калужской зоны по данным сейсмики прослеживаются глубоко погруженные Восточно-Афипская и Западно-Афипская антиклинальные складки, расположенные вблизи осевой части Западно-Кубанского прогиба.

Время формирования складок Калужской антиклинальной зоны верхний эоцен-миоцен.

В строении Новодмитриевского поднятия принимают участие среднемиоцен-палеоценовые отложения. Антропоген-сарматский комплекс моноклинально погружается на север под углами от 1-6° (на юге) до 12° (на севере).

Караган-палеоценовое поднятие представлено брахиформной антиклиналью суб-широтного простирания, размерами по кровле эоцена 8х2,5 км. Превышение складки над западным ундуляционным прогибом – 450 м, над восточным – 100 м. Высота складки по отношению к Григорьевской синклинали – 800 м.

Складка конседиментационная, асимметричная, с более крутым северным крылом. Максимальные углы наклона, 200 и 450, имеют палеоценовые отложения соответственно южного и северного крыльев. Вверх по разрезу углы постепенно выполаживаются и на уровне среднего миоцена углы падения южного и северного крыла не превышают 10 и 100. Амплитуда поднятия по палеоцену достигает 100 м. Вверх по разрезу она плавно снижается и на уровне чокрака составляет 20-25 м.

Складка наклонная, снизу вверх по разрезу ее свод смещается в южном направле-ние на расстоянии до 700 м.

Майкоп-палеоценовые отложения Новодмитриевского поднятия и прилегающие фрагменты синклинальных зон осложнены серией (до 6) поперечных и поперечно-диагональных сбросов, образующих грабенообразные флюидодинамически изолирован-ные блоки шириной до 1500 м. Максимальные амплитуды 40–60 м сбросы достигают на своде складки, в направлении смежных синклиналей они затухают.

1.5 Нефтегазоводоносность

В настоящее время промышленная нефтегазоносность Новодмитриевского месторождения связана с нефтегазовой залежью во II горизонте майкопской серии, нефтяной залежью в кумском горизонте кумской свиты, газовыми залежами в конкско-караганском горизонте миоцена и в V горизонте ахтырской подсвиты свиты горячего ключа.

Нефтяная залежь кумского горизонта приурочена к приподнятой части структуры и занимает значительную площадь. Кумский продуктивный горизонт отделен от вышезалегающих нефтегазоносных отложений майкопа глинами кумской свиты, толщина которых достигает 20-50 м, и белоглинской свитой мергелей и мергельных известняков толщиной до 60-70 м.

В горизонте установлен ряд разрывных нарушений, которые образуют несколько блоков с самостоятельными контурами нефтеносности. Амплитуда нарушений колеблется в пределах 20 – 60 м. Большинство разрывов к своду складки затухают, лишь некоторые из них прослеживаются на крыльях. По вертикальному разрезу эти нарушения постепенно исчезают в верхнем майкопе и выше уже не прослеживаются.

Коллекторами горизонта являются, в основном, прослои алевролитов, чередующихся с глинами. Толщина прослоев от 0,2 до 4 метров. Отделены они друг от друга глинистыми разделами толщиной от 1 до 10 метров.

Залежь нефти пластовая сводовая. В средней части разреза прослеживается довольно мощный песчаный пласт (4-5 м), являющийся репером, разделяя горизонт на две пачки проницаемых пластов с глинистым разделом между ними от 1 до 7 м. Кроме того, по данным опробования скважин и результатам эксплуатации также выделяются две пачки: верхняя и нижняя. Пачки горизонта имеют значительную разницу в абсолютных отметках водонефтяных контактов, причём контакт на западной периклинали имеет более низкие отметки, чем на восточной. В верхнюю пачку включаются пласты-коллекторы от кровли горизонта до мощного песчаного пласта включительно, в нижнюю – коллекторы, находящиеся ниже мощного песчаного пласта. Начальный ВНК верхней пачки в зависимости от тектонического блока меняется от –2351 м до -2876 м, нижней пачки – от -2357 м до -2886 м (графическое приложение П.8).

Размер залежи верхней пачки 9,5х2,5 км, средний этаж нефтеносности северного крыла 151 м, высота залежи южного крыла 285 м.

Отдельные части залежи по площади имеют свои самостоятельные контуры, что связано с наличием тектонических экранов. Кроме того, залежь состоит из ряда элементарных залежей, разделяемых глинистыми разделами, с различными водонефтяными контактами. Сложное распределение нефти в горизонте, различное положение водонефтяных контактов на крыльях объясняются условиями формирования и дальнейшего изменения залежи в процессе геологической истории.

Общая толщина кумской свиты изменяется от 6,5 м до 109 м. Нефтенасыщенные толщины по верхней пачке достигают 16,8 м, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 5,6 м. По нижней пачке нефтенасыщенные толщины достигают 21,4 при средней нефтенасыщенной толщине 6,7 м. При этом, максимальные значения отмечаются в центре залежи, минимальные – в восточной части периклинали.

1.6 Коллекторские свойства

Кумский продуктивный горизонт характеризуется высокой степенью расчлененности разреза благодаря флишеподобному чередованию алевролитов, алевропелитов и глин. Толщины отдельных алевролитовых прослоев изменяются от нескольких мм до 2,5-3 м, но чаще составляют 5-40 см. По литологическим особенностям горизонт расчленяется на две пачки: нижнюю, сложенную преимущественно алевролитами с прослоями глины, и верхнюю – глинами с прослоями алевролитов. В основании нижней пачки присутствуют мергели.

Алевролиты обеих пачек идентичны по окраске, структуре, текстуре и минеральному составу. Алевролиты серые и зеленовато-серые, горизонтальнослоистые, реже неслоистые, косо - и волнистослоистые, крепко-, средне - и слабосцементированные, очень редко рыхлые. По составу преимущественно глауконит-кварцевые, изредка встречаются полевошпат-кварцевые и полимиктовые. Первые сложены кварцем (40-65%), глауконитом (10-20%) и примесью (5-7%) полевых шпатов, слюд и обломков пород; вторые – кварцем (40-50%), полевыми шпатами (10-15%) и рассеянными зернами (6-10%) глауконита и обломков пород; третьи – кварцем (30-40%), обломками пород (20-35%) и другими минералами (10%).

Обломочный материал алевролитов угловатый, неправильной формы, средне и плохо отсортированный (коэффициент отсортированности изменяется от 2,8 до 5 и более). Представлен он в основном алевритовой фракцией (50,3-91,3%) с подчиненным количеством мелко-(0-28,2%) и среднепесчаной (0-4,8) фракций. Пределы изменения гранулометрического состава алевролитов верхней и нижней пачек почти одинаковые, что свидетельствует об образовании их в единой фациальной обстановке.

Цемент в алевролитах по составу однородный и неоднородный. К первому относится глинистый (гидрослюдистый и глауконитовый) и реже встречающийся карбонатный (известковистый и доломитовый). По структуре цемент преимущественно порово-контактовый, контактово-поровый и порово-базальный, реже базальный и регенерацонный. Распределение цемента неравномерное. Количество глинистого цемента в алевролитах изменяется от 0,8 до 49,7%, карбонатного от 0 до 33,8%.

Коллекторами являются глауконит–кварцевые алевролиты. Полевошпат-кварцевые и полимиктовые разности, а также алевропелиты относятся к неколлекторам. Коллекторские свойства глауконит-кварцевых алевролитов в обеих пачках изменяются в широких, но примерно в одинаковых пределах по разрезу и площади. Пористость верхней пачки изменяется от 4,2% до 29,8%, и в среднем составляет15,5% проницаемость – от от 0 до 0,396 мкм2 и в среднем равна 0,041 мкм2.

Значение пористости нижней пачки изменяется от 4,3% до 37,8% и в среднем составляет 18,0%. Проницаемость изменяется от 0 до 0,250 мкм2 и в среднем равна 0,039 мкм2.

Геолого-физическая характеристика приведена в табл.1.1.

       Таблица 1.1

Геолого-физическая характеристика Кумского горизонта

ПАРАМЕТРЫ	Объекты разработки
Кумский
Средняя глубина залегания, м	2600
Тип коллектора	поровый, терригенный
Площадь нефтегазоноcности, тыс. м2	23000
Средняя газонасыщенная толщина, м	-
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	11,1
Коэффициент пористости нефтяной зоны/газовой, д. е.	0,229
Проницаемость, 10-3 мкм2	13,4
Начальное пластовое давление, Мпа	36,5
Вязкость нефти в пласт. условиях, мПа *с	0,36
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,845
Объемный коэф. нефти, доли ед.	1,613
Содержание парафина в нефти, %	3,3
Давление насыщения нефти газом, МПа	21,3
Газовый фактор, м3/т	243

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Кумский горизонт

Нефть

По залежи кумского горизонта пробы пластовой нефти отобраны в 35 скважинах. Для определения давления насыщения нефти выполнено 55 анализов. Величина его изменяется от 13,83 до 24,33 МПа и в среднем равна 20,95 МПа. Плотность нефти в пластовых условиях колеблется от 0,611 г/см3 до 0,747 г/см3 и в среднем составляет 0,661 г/см3. Газосодержание пластовой нефти по результатам 61 анализа изменяется от 129,1 до 324 м3/т и в среднем равно 216,9 м3/т.

Для подсчета запасов растворенного газа принята величина газового фактора по промысловым данным, равная 242,6 м3/т, как наиболее достоверная.

Пробы нефти в поверхностных условиях отобраны из 96 скважин. Плотность нефти изучалась по результатам 203 анализов поверхностных проб и 54 анализам дегазированной пластовой нефти. Нефть легкая, плотность нефти изменяется от 0,816 г/см3 до 0,875 г/см3 и в среднем составляет 0,845 г/см3. Эта величина принята для подсчета запасов нефти. Динамическая вязкость в поверхностных условиях при температуре 20° С в среднем составляет 8,23 мПа*с, температура застывания изменяется от -20 до +10°С.

Нефть кумского горизонта относится к малосернистым (0,14%). Определение содержания парафина в нефти выполнено по 72 пробам из 56 скважин. Оно составляет 0-38,1%, среднее значение 3,31%, нефть относится к парафинистым.

Растворенный газ

Компонентный состав растворённого газа определен по результатам анализа 96 проб, отобранных из 85 скважин. Содержание метана в пробах изменяется от 58,48% до 91,3% и в среднем составляет 71,17%, содержание этана – от 0,93% до 22,64% и в среднем равно 9,54%. Среднее значение по объему пропана составляет 8,78%, бутана - 4,75%, пентана и высших - 4,62%, углекислоты - 1,52%. Относительный удельный вес растворенного газа колеблется в пределах 0,657-1,04 и в среднем составляет 0,877.

Пластовая вода

Свойства и состав пластовых вод по кумскому горизонту изучены по 23 пробам из 21 скважин. Плотность воды по горизонту меняется от 1000,0 до 1040,0 кг/м3 и в среднем равна 1013,1 кг/м3. Минерализация вод колеблется от 345,76 до 825,06 мг-эвл./л и в среднем составляет 609,66 мг-эвл./л, содержание ионов хлора от 6 до 9 г/л.

Солевой состав вод представлен в основном хлоридами натрия (55-76 %/экв.) и бикарбонатами натрия (20-40 %/экв.). Количество бикарбонатов кальция и магния невелико – 2-3,5 %/экв. Коэффициент Ca/Mg равен 3-4. Отношение Na/Cl колеблется в пределах 1,3-1,4. Общая щелочность колеблется от 65 до 80 мг-эвл./л.

Содержание йода в водах кумского горизонта меняется от 40 до 153,3 мг/л, в отдельных скважинах снижаясь до 12,27-20 мг/л. Концентрация брома составляет 12,78-175 мг/л; бора – 30,2-103,68 мг/л; NH4 – 18-50,4 мг/л.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

В разделе проведен пересчёт запасов нефти и растворенного газа на 01 января 2016 г. по кумскому горизонту. Данные для расчета представлены в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа

Параметры	Обозначения	кумский горизонт
Категория запасов		А
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	22974
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	11,1
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,229
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,538
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,61
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,845
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,515
Газовый фактор, м3/т	g	243
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г.	8284

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ β ∙ с ∙ 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.

с - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/мі

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

               Qбал =22974,0·11,10·0,23·0,538·0,845·0,610=16194,37 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 16194,37 · 0,515= 8343,34 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =8284,00 тыс. т

Qост. бал. = 16194,37 - 8284,0= 7910,37 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 8343,34 - 8284,0=59,34 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 16194,37 · 243,00·=3935,2 млн. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 8343,34·243,00= 2027,4 млн. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =8284,00·243,00= 2013,0 млн. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 7910,37 · 243,00 = 1922,2 млн. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 59,34 · 243,00 = 14419,58 млн. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
16194,37	8343,34	7910,37	59,34	3935,2	2027,4	1922,2	14,4

Выводы

Месторождение расположено в пределах Северского района Краснодарского края между Северской и Калужской станицами.

Площадь месторождения пересекает р. Афипс с притоками Шебш и Адогай, протекающими в меридиональном направлении. 

Кумская свита по литологическим признакам может быть разделена на две части: нижнюю и верхнюю.

Нижняя часть свиты – кумский продуктивный горизонт, представлена чередованием алевролитов, песчаников и песчанистых глин.

Новодмитриевское месторождение приурочено к центральной части южного борта Западно-Кубанского передового прогиба, в пределах которого выделяется ряд антиклинальных складок, группирующихся в две антиклинальные зоны.

В настоящее время промышленная нефтегазоносность Новодмитриевского месторождения связана с нефтегазовой залежью во II горизонте майкопской серии, нефтяной залежью в кумском горизонте кумской свиты, газовыми залежами в конкско-караганском горизонте миоцена и в V горизонте ахтырской подсвиты свиты горячего ключа.

Кумский продуктивный горизонт характеризуется высокой степенью расчлененности разреза благодаря флишеподобному чередованию алевролитов, алевропелитов и глин.

Нефть легкая, парафинистая.

Запасы, подсчитанные объемным методом, кумского горизонта (геолог/извлек) составили 16194/8343 тыс. т, что соответствует запасам, утвержденным в ГКЗ.