Геологическая часть

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В Административном отношении Ново-Запрудненское месторождение расположено в пределах Кинельского района Самарской области, в 50 км к северо-востоку от областного центра г. Самара [1].

Вблизи  Ново-Запрудненского месторождения находятся Алаковское, Хилковское, Криводукское, Репьевское нефтяные месторождения.

В районе месторождения располагаются села Ново-Запрудненское и Алакаевское, соответственно на юге и севере площади. Населенные пункты связаны между собой грунтовыми и асфальтированными дорогами.

К югу от месторождения (в 15 км) проходит железнодорожная магистраль с ближайшей станцией «Кинель».

1.2 Орогидрография

Ново-Запрудненское месторождение расположено в пределах рек Сок и Б. Кинель [1].

Местность имеет сильно расчлененный характер с широко развитой овражно-балочной сетью. Общий рельеф местности довольно холмистый. Абсолютные отметки достигают значений 65 – 70 м.

На территории площади протекает речка Запрудовка, постоянный водоток которой обеспечивается наличием многочисленных водоносных горизонтов в пермских и четвертичных отложениях. Ширина русла реки достигает 2 - 3 м, редко 4 – 5 м. Глубина 15 – 30 см, а в паводки достигает 1 м. Воды данной речки используются при бурении скважин, а также при заводнении в процессе разработки нефтяных залежей.

Район является сельскохозяйственным, относиться к лесостепной зоне. Климат резко континентальный.

Кроме нефти из полезных ископаемых в пределах площади установлено наличие самородной серы, связанной с породами сосновской свиты. Известняки малокинельской свиты используются как строительный материал.

1.3 Стратиграфия

Геологический разрез Ново-Запрудненского месторождения слагают отложения среднего и верхнего девона, каменноугольной, пермской и четвертичной систем [1].

Рядом скважин вскрыты породы кристаллического фундамента. Толщина осадочного чехла достигает 3002 м (скв. 24).

Верхняя часть пород кристаллического фундамента носит выветрелый характер и образует кору выветривания каолинитового и местами хлоритового состава толщиной 4 – 6 м. Породы кристаллического фундамента представлены габроноритом, полевыми шпатами, пироксенами обыкновенной и роговой обманкой. Вскрытая мощность колеблется от 6 до 10 м.

С несогласием на породах кристаллического фундамента залегают отложения среднего и верхнего девона.

Живетский ярус.

Воробьевские слои в своей подошвенной части сложены песчаниками кварцевыми, пористыми (пласт Д4), которые перекрываются карбонатным прослоем. Верхняя часть слоев представлена глинисто-алевритовой пачкой, в которой иногда встречаются небольшие прослои мергеля. Толщина горизонта 25 – 33 м.

Ардатовские слои начинаются пластом песчаников (пласт ДIII) мелкозернистого состава, водоносными. Выше по разрезу залегает глинисто-алевритовая пачка, сложенная алевролитами с тонкими прослоями глин. Указанная пачка перекрывается прослоем известняков толщиной 2 – 4 м – репер «остракодовый известняк». Заканчивается разрез ардатовских слоев пачкой темно-серых глин, к кровле постепенно переходящих в алевролит. Толщина горизонта от 56 до 74 м.

Муллинские слои представлены алевролитами с карбонатным прослоем – репер «черный известняк». В верхней части алевролиты сильно песчанистые до перехода в песчаник, иногда встречаются тонкие прослои глин. Толщина горизонта от 9 до 22 м.

Франский ярус.

Пашийский горизонт представлен, в основном, песчаниками с небольшими прослоями глин и алевролитов. С песчаниками этого горизонта связаны основные запасы нефти Ново-Запрудненского месторождения. Нижняя песчаная часть горизонта выделяется в пласт ДII. Песчаники пласта тонкозернистые, местами алевритистые, хорошо отсортированные, пористые. Иногда в коллекторе встречаются тонкие прослои глин. Общая толщина продуктивного пласта ДII меняется от 4 м до 83,2 (в среднем составляя около 30 м).

Верхняя половина горизонта отделяется от нижней уплотненным прослоем глин и алевролитов и выделяется в пласт ДI, представленный песчаниками мелкозернистыми, хорошо отсортированными, пористыми. Толщина пласта колеблется в пределах от 26 до 55 м.

Общая толщина пашийского горизонта составляет 68 – 154 м.

Кыновский горизонт начинается, как правило, прослоем известняков толщиной до 2 м – репер «кинжал». Затем выделяется глиносто-алевритовая пачка с небольшими прослоями известняков. Толщина этой пачки сравнительно резко возрастает в западном направлении. Здесь появляются один или два прослоя песчаников, которые выделяются, соответственно, в продуктивные пласты ДК и ДК'. В восточном направлении толщина пачки сокращается, а песчаники постепенно замещаются алевролитами. Верхняя половина горизонта представлена известняками с прослоями глин. Общая толщина горизонта меняется от 76 до 170 м.

Саргаевский и семилукский горизонты представлены, в основном, глинистыми известняками с прослоями известковистых мергелей и известковистых глин. В породах присутствуют остатки фауны брахиопод и пелеципод. Толщина горизонтов 41 – 70 м.

Верхнефранкий подъярус и фаменский ярус сложены, преимущественно, карбонатными отложениями: известняки с прослоями доломитов. Породы частично загипсованы, местами в них развита трещиноватость. Общая толщина отложений изменяется от 492 до 674 м.

Турнейский ярус представлен известняками с прослоями доломитов. Известняки в основной своей части довольно плотные, крепкие. В кровельной части известняки сгустково-обломочные и органогенно-обломочные, пористые нефтенасыщенные (пласт В1). Толщина яруса 69 – 113 м.

Малиновский надгоризонт представлен глинистыми осадками с включениями пирита и обуглившимися растительными отпечатками. Толщина от 5 до 10 м.

Бобриковский горизонт сложен глинами, алевролитами и песчаниками с небольшими прослоями углистого сланца. Песчаные образования являются коллектором и содержат в себе промышленные залежи нефти (пласты Б2, Б3). Песчаники пористые, мелкозернистые, прослоями слабосцементированные. Толщина горизонта 18 – 35 м.

Тульский горизонт представлен терригенно-карбонатными отложениями: глинами, известняками и мергелями. Иногда в них встречаются прослои доломитов. В кровле горизонта под известняками репера «N» в глинистой пачке в ряде купольных скважин встречен прослой песчаников (пласт Б0), которые содержат в себе небольшую залежь нефти. Толщина тульского горизонта 39 – 79 м.

Окский надгоризонт и серпуховский ярус сложен известняками органогенно-обломочными и доломитами с отдельными прослоями ангидритов. Толщина отложений 305 – 368 м.

Серпуховский надгоризонт представлен толщей кристаллических доломитов и органогенно-обломочных известняков. На Сколковском куполе выделяется продуктивный пласт А6.

Башкирский ярус представлен известняками с редкими прослоями доломитов. Известняки в верхней части яруса ограногенно-обломочные, микрокристаллические, прослоями трещиноватые. В купольной части структуры они насыщенны нефтью (пласт А4). Толщина яруса 78 – 128 м.

Выше по разрезу залегают терригенные отложения верейского горизонта, которые состоят из: глин, алевролитов с прослоями песчаников и известняков толщиной от 61 до 71 м.

Вышезалегающие каширский, подольский и мячковский горизонты представлены карбонатными осадками: известняками и доломитами. Толщина отложений составляет от 389 до 416 м.

Верхний карбон сложен сравнительно однообразной толщей доломитов и известняков с фауной одиночных кораллов, фузулинид и члеников криноидей. Толщина 309 – 340 м.

Нижняя пермь представлена карбонатными отложениями (доломитами известковистыми и ангидритизированными) ассельского яруса и сульфатно-карбонатными осадками (ангидритами, доломитами) сакмарского яруса. Толщина 127 – 254 м.

Верхняя пермь сложена доломитами калиновской свиты, ангидритами, доломитами, мергелями и глинами верхнеказанского подъяруса, а также терригенными образованиями (глинами, алевролитами с прослоями гипса и мергелей) татарского яруса. Толщина верхней перми 194 – 224 м.

Заканчивается разрез четвертичными отложениями, представленными делювиальными и аллювиальными глинами, суглинками и русловым песчаником.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане Ново-Запрудненское месторождение расположено в пределах крайней северо-восточной части жигулевского свода и внешней прибортовой зоны Камско-Кинельской системы прогибов [1].

Район месторождения тесно связан с заволжской зоной Жигулевской дислокации. В частности, по сведениям многих геологов описываемое месторождение приурочено к южному кулисообразному ответвлению указанной зоны. В тоже время, есть основание предполагать, что район Ново-Запрудненского месторождения является местом, где единый разлом Жигулевской дислокации, далее в восточном направлении, расчленяется на серию более мелких кулисообразно-ответвляющихся разломов.

Северное ответвление разлома проходит по Алакаевской и Хилковской структурам и продолжается далее на восток севернее Мухановского месторождения. Следующая ветвь трассируется через Репьевскую структуру и далее протягивается в сторону Мухановского и Новоключевского месторождений.

К настоящему времени Ново-Запрудненская площадь изучена сравнительно детально.

Верхние структурные горизонты хорошо освещены структурным бурением, проведенным в 1955 – 1956 гг. ГПК треста «Куйбышевнефтеразведка». Боле глубокие горизонты детально изучены глубоким бурением. Кроме того, в 1959 г. район Ново-Запрудненского месторождения изучался с помощью сейсморазведки сейсмическими партиями Алакаевской (№3/59) и Запрудненской (№4/59). По результатам сейсморазведки составлены структурные карты отражающих горизонтов «KZ» (кровля казанского яруса), «Б» (кровля башкирского яруса), «У» (кровля бобриковского горизонта), «Д» (кровля терригенного девона).

Давая обобщенную характеристику Ново-Запрудненской структуры, следует отметить, что наиболее выражено она фиксируется по девонским терригенным отложениям. Вверх по разрезу происходит ее постепенное выполаживание, сопровождающееся в ряде случаев делением ее на отдельные более мелкие купола. Там не менее они всегда образуют единую складку, для которой характерно хорошее совпадение структурных планов и сохранение пространственной ориентировки и своих очертаний.

1.5 Характеристика геологического строения, параметров пластов и их неоднородности

Ново-Запрудненское месторождение относится к числу наиболее крупных и высокопродуктивных в Самарской области. Месторождение состоит из трех участков (куполов): Ново-Запрудненское поднятие; Аульский и Сколковский купола [1].

В разрезе палеозойских отожений, вскрытом 171-ой скважиной, промышленная нефтеносность установлена в 14 пластах-коллекторах:

А0’ - каширский горизонт

А0 - каширский горизонт (московский ярус)

А4 – башкирский ярус

А6 – серпуховский ярус

Б0 – тульский горизонт

Б2, Б3 – бобриковский горизонт

В1 – кизеловский горизонт турнейского яруса

Дк’, Дк – тиманский горизонт

ДI’, ДI, ДII’, ДII – пашийский горизонт

Ниже представлена характеристика пласта А4.

Ново-Запрудненское поднятие

Пласт А4 выделяется в кровельной части башкирского яруса, представлен известняками с прослоями доломитов. Залегает в среднем на глубине 1297,5 - 1361 м. Залежь нефти открыта в 1962 г.

Коллекторами пласта являются прослои пористых, нефтенасыщенных или водонасыщенных известняков, толщиной от 0,4 до 11,5 м, в количестве от 1 до 10. Коэффициент расчлененности от 3,56 до 3,66. Нефтенасыщенные толщины пласта изменяются от 3,6 м до 5,7 м. Коэффициент песчанистости равен 0,344 – 0,626.

Пласт по площади характеризуется различными литолого-петрофизическими и промысловыми свойствами. Наиболее продуктивный коллектор выделяется в пределах восточной приподнятой части структуры. Ухудшение коллекторских свойств пласта наблюдается в пределах западной части залежи, граница разделения между зонами проведена западнее скважин № 000, 304, 308.

ВНК по залежи пласта А4 принят на абс. отметке минус 1170 м, т. е. как утвержденный ГКЗ в 1986 году. Высота залежи составляет 18 - 25 м, тип залежи массивный. Размеры в принятых границах 5,82Ч2,56 км.

1.6 Свойства и состав пластовых флюидов

1.6.1 Свойства и состав нефти и газа

Пласт А4 Ново-Запрудненское поднятие, пласт А6 Сколковское поднятие

Физико-химические свойства нефти и газа пласта А4 изучены по данным исследований двух глубинных проб из скважины № 000 (две пробы) и шести поверхностных проб из скважин №№ 16, 100 (две), 101, 104, 106.

Из пласта А6 Сколковского поднятия пробы не отбирались, поэтому свойства нефти и газа приняты по аналогии с пластом А4 Ново-Запрудненского поднятия.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 0,814 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 5,54 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 35,6 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 4,40 мПа·с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,845 г/см3, газосодержание 31,0 м3/т, объёмный коэффициент 1,082, динамическая вязкость разгазированной нефти 14,21 мПа·с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,70 %), смолистая (9,78 %), парафинистая (5,82 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 47 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 0,99 %, азота 18,17 %, метана 22,38 %, этана 28,06 %, пропана 20,37 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 29,52 %, гелия 0,040 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,130.

1.6.2 Химический состав и физические свойства пластовых вод

Как свидетельствуют результаты анализов, воды пласта А4, исследованные на Ново-Запрудненском месторождении, характеризуются плотностью 1168-1171 кг/м3, минерализацией 247,0-266,0 г/л. В составе воды содержится ~ 140-175 моль/м3 кальция, 62,5-105 моль/м3 магния, 12,3-12,5 моль/м3 сульфатов, ~ 200 мг/л брома. Первая солёность находится в пределах 87,0-91,0 %·экв., вязкость определена равной 1,30 мПаЧс, объёмный коэффициент – 1,003.

1.7 Сводная геолого-физическая характеристика пласта А4

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта представлена в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта А4

Параметры	А4
восточный участок	западный участок
Средняя глубина залегания кровли (абс. отметка), м	1297,5 (-1155,6)	1361 (-1155,6)
Тип залежи	массивный
Тип коллектора	карбонатный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	7240	2716
Средняя общая толщина, м	13.1	12.2
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	5.7	3.6
Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед.	0.86	0.81
Проницаемость, мкм2	0.162	0.029
Пористость, доли ед.	0.17	0.12
Коэффициент песчанистости, доли. ед.	0.626	0.344
Расчлененность, ед.	3.66	3.56
Начальная пластовая температура,0С	32	32
Начальная пластовое давление, МПа	12.96	12.96
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с	4.4	4.4
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0.814	0.814
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0.845	0.845
Абсолютная отметка ВНК, м	-1170	-1170
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1.082	1.082
Содержание серы в нефти, %	1.70	1.70

Продолжение таблицы 1.1

Параметры	А4
восточный участок	западный участок
Содержание парафина в нефти, %	5.82	5.82
Давление насыщения нефти газом, МПа	5.54	5.54
Газовый фактор, м3 /т	31.0	31.0
Содержание сероводорода, %	1.31	1.31
Вязкость воды в поверхностных условиях, мПа∙с	1.28	1.28
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1.163	1.163
Плотность воды в поверхностных условиях, /м3	1.167	1.167
Сжимаемость, 1/МПа·10-4
нефти	7.87	7.87
воды	4.38	4.39
породы	5.381	6.279
Коэффициент продуктивности, (м3/сут)/Мпа	1.5	1.3
Коэффициент вытеснения	0.602	0.504

1.8 Подсчёт запасов нефти и газа объёмным 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 01 января 2016 г.

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта А-4 Восточного участка Ново-Запрудненского месторождения, представлена в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта А-4 Восточного участка Ново-Запрудненского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт А4
Категория запасов	А+В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	7240
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	5,7
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,17

Продолжение таблицы 1.2

Параметры	Обозначения	Пласт А4
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,86
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,924
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,845
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,510
Газовый фактор, м3/т	g	31
Накопленная добыча нефти из пласта А4, тыс. т. на 01.01.2016г.	2123

Подсчет балансовых запасов нефти

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 =7240,0·5,70·0,17·0,860·0,845·0,924=4710,74 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 4710,74 · 0,510= 2402,48 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Для подсчета остаточных запасов нефти на 01 января 2016 года, необходимо знать, сколько добыто нефти из пласта в период с 1962 года по 2016 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =2123,00 тыс. т

Qост. бал. = 4710,74 - 2123,0= 2587,74 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 2402,48 - 2123,0=279,48 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 4710,74 · 31,00·=146033,00 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 2402,48·31,00= 74476,88 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =2123,00·31,00= 65813,00 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 2587,74 · 31,00 = 80219,95 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 279,48 · 31,00 = 8663,88 тыс. 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
4710,74	2402,48	2587,74	279,48	146033,00	74476,88	80219,95	8663,88

ВЫВОДЫ

В Административном отношении Ново-Запрудненское месторождение расположено в пределах Кинельского района Самарской области, в 50 км к северо-востоку от областного центра г. Самара.

Геологический разрез Ново-Запрудненского месторождения слагают отложения среднего и верхнего девона, каменноугольной, пермской и четвертичной систем.

Рядом скважин вскрыты породы кристаллического фундамента. Толщина осадочного чехла достигает 3002 м (скв. 24).

Ново-Запрудненское месторождение относится к числу наиболее крупных и высокопродуктивных в Самарской области. Месторождение состоит из трех участков (куполов): Ново-Запрудненское поднятие; Аульский и Сколковский купола.

В разрезе палеозойских отожений, вскрытом 171-ой скважиной, промышленная нефтеносность установлена в 14 пластах-коллекторах:

А0’ - каширский горизонт

А0 - каширский горизонт (московский ярус)

А4 – башкирский ярус

А6 – серпуховский ярус

Б0 – тульский горизонт

Б2, Б3 – бобриковский горизонт

В1 – кизеловский горизонт турнейского яруса

Дк’, Дк – тиманский горизонт

ДI’, ДI, ДII’, ДII – пашийский горизонт

Пласт А4 выделяется в кровельной части башкирского яруса. Представлен известняками с прослоями доломитов.

Выделена одна залежь массивного тип. Размеры в принятых границах – 5,82Ч2,56 км, высота 24,9 м

Керн отбирался из 18 скважин. На керне выполнено 162 определения пористости (из 13 скв.), 14 определений проницаемости (из 6 скв.), Определение остаточной водонасыщенности на керновом материале проведено на 38 образцах.

Значения открытой пористости, начальной нефтенасыщенности, проницаемости приняты по данным собственных керновых исследований и ГИС, с использованием для построения петрофизических зависимостей данных по керновому материалу пластов-аналогов (Алексеевское, Белозерско-Чубовское, Алакаевское  месторождения).

Коэффициент вытеснения в лабораторных условиях не определялся, и принят по обобщенной зависимости остаточной нефтенасыщенности от проницаемости породы пласта А4, установленная для месторождений северо-восточной части Бузулукской впадины.

Физико-химические свойства нефти и газа изучены по данным исследований двух глубинных проб из одной скважины  и шести поверхностных проб из пяти скважин.

Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта А4 Восточного участка Ново-Запрудненского месторождения объёмным методом.