Геологическая часть

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Нефтегорское месторождение – это одно из месторождений Хадыженской группы, состоящей из 17 подобных ему месторождений (Хопры, Нефтянское, Восковая гора, Хадыженское и др.), цепочкой простирающихся на 70 км в северо-западном направлении до железнодорожной линии Краснодар–Туапсе.

Нефтегорское нефтяное месторождение расположено на территории Апшеронского района Краснодарского края в 115 км к юго-востоку от г. Краснодара и в 45 км к юго-западу от г. Майкопа. В 5 км северо-северо-восточнее этого месторождения находится районный центр г. Апшеронск, в 3 км юго-восточнее – г. Нефтегорск, а в 20 км западнее – г. Хадыженск со станцией железнодорожной линии Армавир–Туапсе (рис1.1).

Обзорная схема района расположения Нефтегорского месторождения

Рис.1.1

Через район Нефтегорского месторождения проложены нефтепроводы на Майкоп и Краснодар, асфальтированные шоссе, связывающие Нефтегорск с Апшеронском, Майкопом и Краснодаром. Связь между близлежащими пунктами, месторождениями и участками рассматриваемого месторождения осуществляется по грунтовым, промысловым дорогам.

Энергоснабжение района и месторождения обеспечивается имеющимися ЛЭП. Из строительных материалов в районе имеются глины, гравий..

1.2 Орогидрография

Для рассматриваемой местности характерно широкое развитие гидрографической сети. Самыми крупными реками здесь являются на западе р. Пшиш, на востоке р. Пшеха, которые текут на север с Кавказского хребта и впадают в Краснодарское водохранилище. Водотоки рек используются для питьевого и технического водоснабжения. 

1.3 Стратиграфия

Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением, в рассматриваемом районе являются образования нижнего мела, с которых и начинается описание разреза.

Мезозойская эратема – MZ

Представлена отложениями мела.

Меловая система-К

Образования этой системы выделяются в составе нижнего и верхнего отделов.

Нижний отдел (К1) составляют отложения готеривского, барремского, аптского, альбского ярусов.

Готеривский ярус (К1g) представлен темно-серыми песчанистыми слюдистыми известковистыми глинами вскрытой толщиной 150 м.

Барремский ярус (К1b) сложен плотными преимущественно неизвестковистыми сидеритовыми глинами и неяснослоистыми песчанистыми аргиллитами с неровным изломом. Толщина барремских отложений может достигать 1170 м.

Отложения аптского яруса (К1a) выражаются темно-серыми песчанистыми слюдистыми известковистыми и неизвестковистыми глинами, включающими отдельные пачки и пласты (10-12 м) светло-темно-серых слюдистых глауконитовых, кварцевых песков и крепких песчаников. Толщина аптского яруса достигает 730 м.

Альбский ярус (К1al) представлен темно-серыми плотными слюдистыми известковистыми глинами со слойками песка. Толщина отложений альба 130 м.

Верхний отдел (К2), отложения которого с трансгрессивным несогласием залегают на нижнемеловых образованиях, сложен светло-серыми (местами с зеленоватым оттенком) плотными известняками с фукоидами и фораминиферами. Толщина 30 м.

Кайнозойская эратема - KZ

Представлена отложениями палеогена и неогена общей толщиной 2550 м.

Палеогеновая система (Р)

Образования этой системы, с большим трансгрессивным несогласием залегающие на отложениях мела, выделяются здесь в составе всех трех отделов.

Нижний отдел (палеоцен) – Р1, отложения которого залегают на размытой поверхности верхнемеловых пород, а на отдельных участках (район скв. 780) отсутствуют, представлен серовато-зелеными крупнооскольчатыми плотными мергелями с тонкими прослоями известковистых алевролитов, зеленовато-темно-серыми неизвестковистыми алевролитами и глинами с включениями (до 7-8 см в поперечнике) светлых плотных известковистых глин и обломков других пород различной степени окатанности, конгломератами, состоящими из валунов и гальки разного размера с различными степенью окатанности и петрофизическим составом. В низах разреза встречаются валуны голубоватого известковистого песчанистого мергеля или известковистых песчаников мелового возраста.

Средний отдел (эоцен) – Р2  в районе представлен 860-метровой толщей так называемых фораминиферовых слоев, в которой выделяются зыбзинская, кутаисская, калужская, хадыженская, кумская и белоглинская свиты.

Зыбзинская свита представлена ровно-косослоистыми, иногда плойчатыми плотными песчаниками и алевролитами, чередующими с зеленовато-голубоватыми плотными слабоизвестковистыми глинами. В районе скв. 620 описываемую свиту слагают ярко-зеленые известковистые глины с тонкими (2-3 см) прослойками алевролитов и неровными поверхностями напластований, с встречающейся фауной. Толщина этой свиты в разрезе скв. 620 составляет 32 м.

Кутаисская свита внизу представлена пачкой зеленых и красных (с неравномерно распределенной пятнистой окраской) известковистых глин с тонкими прослоями алевролитов и пластами мелких конгломератов, состоящих из окатанной гальки диаметром 2-3 см, вверху – зелеными мягкими известковистыми глинами с тонкими прослойками алевритов. В глинах отмечаются 20-сантиметровый слой белого кила и два горизонта включений белых известняков до 0,7 м в поперечнике. Толщина свиты до 130 м.

Калужская свита сложена однообразной толщей оливково-зеленых и грязно-зеленых известковистых глин с примесью алевролитового материала, в нижней части которой наблюдаются конкреции мергелей. Толщина свиты до 146 м.

Хадыженская свита представлена толщей однообразных светло-зеленых слабопятнистых мягких мергелей средней плотности. В верхах ее появляются прослои мелового восковидного кила с чешуйками биотита, отмечается шестиметровая пачка белых, зеленоватых слоистых известняков.

Кумская свита сложена коричневыми слоистыми тонкополосчатыми битуминозными мергелями, иногда содержащими значительные скопления рыбьих остатков. В низах свиты встречаются прослои темно-серых, почти черных горючих сланцев толщиной до 5 см, в верхах –  прослои черных глин толщиной до 1,5 м. Толщина свиты составляет порядка 65 м.

Белоглинская свита представлена белыми с голубоватым оттенком мергелями. Иногда среди плотных мергелей встречаются тонкие проницаемые прослои. Толщина белоглинской свиты достигает 120 м.

Верхний отдел (олигоцен) – Р3, отложения которого на рассматриваемой территории имеют широкое распространение, представлен нижней и средней частями майкопской серии. Образования нижнего майкопа (хадумские слои) залегают на эоценовых отложениях несогласно. По литологическому составу и фауне нижнемайкопские образования подразделяются здесь на три горизонта (пшехский, полбинский и Морозкиной балки), представленные темно-серыми тонкослоистыми известковистыми глинами с частыми прослоями мелко-среднезернистых песков и песчаников, в нижней части песчано-глинистых отложений залегает прослой конгломератов (частично крупноглыбовых).

Уникальной особенностью разреза майкопской толщи Нефтяно-Ширванского района является присутствие в них отложений, представляющих образования речной фации, выраженные линзовидными песками и глинами, заполняющими долину древней реки, русло которой было «вымыто» в толще фораминиферовых слоев во время перерыва между эоценом и олигоценом. Вне зоны развития «рукавообразных» речных отложений на том же стратиграфическом уровне залегают морские глинистые и песчано-глинистые отложения нижней части майкопа.

В верхней части нижнего майкопа  залегает мощный (до 50 м) пласт конгломератов, состоящий из обломков и глыб фораминиферовых и меловых известняков и мергелей, сцементированных известковистыми глинами. Этот пласт в пределах рассматриваемой площади распространен повсеместно, хорошо выдержан по простиранию. В разных частях изучаемой площади встречаются незакономерно появляющиеся отдельные быстро выклинивающиеся маломощные песчаные прослои.

Общая толщина отложений нижнего майкопа достигает 130-150 м.

Средняя часть майкопской серии  представлена темно-серыми неслоистыми глинами с конкрециями сидеритов, включениями пирита и прослоями песков толщиной от нескольких миллиметров до нескольких метров. Отложения среднего майкопа обладают исключительной изменчивостью,  невыдержанностью по площади. На коротких расстояниях значительные по толщине песчаные прослои замещаются глинами. В глинах и песках залегают довольно мощные прослои конгломератов из фораминиферовых и меловых пород, распространены так называемые «меловые утесы», образованные оползневыми глыбами.

Для среднемайкопских отложений характерно локальное распространение спонголитовых образований значительных размеров, в образовании которых основную роль играли кремнёвые спикулы губок.

Общая толщина среднемайкопских отложений на рассматриваемой территории достигает 450-500 м, увеличиваясь на север в сторону погружения.

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении Нефтегорское месторождение располагается в юго-восточной части южного борта Западно-Кубанского прогиба, представляющего на рассматриваемой территории пологую моноклиналь северо-западного простирания.

Месторождение характеризуется спокойным моноклинальным строением. Простирание моноклинали (по майкопскому реперу) имеет направление с юго-востока на северо-запад с падением пород на север.

По результатам проведенных ранее исследований и выполненных геологических построений установлено, что по поверхности фораминиферовых слоев вырисовывается зона прогибания, характеризующаяся наибольшими мощностями отложений майкопа. На фоне общего прогиба, где значения их достигают 850-890 м, выделяются локальные области максимального накопления осадков майкопа. Одна такая область протягивается на северо-запад через площадь Хопры, участки Соколова гора, Центральное поле, северную часть Восковой горы. Именно к ней в рассматриваемом районе и приурочена полоса песчаных отложений майкопа.

Вторая аналогичная область повышенных толщин майкопских отложений намечается к северо-востоку за пределами рассматриваемого месторождения. Это говорит о том, что в миоцене указанная территория испытывала интенсивное погружение.

В залегании меловых отложений, слагающих рассматриваемую территорию, отмечается ряд несогласий, вызванных трансгрессиями и перерывами в осадконакоплении, явившимися следствием вертикальных колебательных движений дна морского бассейна в период накопления комплекса осадков.

1.5 Нефтегазоводоносность

Месторождение многопластовое и содержит залежи нефти, приуроченные к ловушкам литологического типа, в которых можно выделить залежи, относящиеся к группам литологически экранированных и литологически ограниченных. Промышленное скопление нефти в рассматриваемом районе связаны с коллекторами майкопской серии, приуроченными к ее среднему и нижнему подразделениям. К среднему Майкопу относятся III и IV, к нижнему - VI, VII продуктивные горизонты.

По степени сложности геологического строения относится ко II группе (сложного строения).

Всего на месторождении выявлено 14 залежей нефти: девять – в III горизонте, одна – в IV, одна в VI и три в VII. Породы коллекторы представлены терригенными отложениями, сложенными разнозернистыми кварцевыми слабо цементированными песками и песчаниками.

VI продуктивный горизонт приурочен к отложениям нижнего майкопа. Залежь VI горизонта является самой значимой по размерам и запасам на Нефтегорском месторождении. Начало разведки VI горизонта относится к 1923 г., когда была пробурена первооткрывательница продуктивности горизонта – скважина 1/19. Промышленная нефтеносность горизонта установлена в результате опробования 246 скважин.

Залежь имеет форму обширного залива и относится к типу литологически ограниченных. Оконтуривается на востоке и юго-востоке линией выклинивания, на некоторых участках линией замещения коллекторов, на северо-западе линией выклинивания коллекторов, с севера – положением начального контура нефтеносности. Продуктивные пласты залегают в интервале абс. отметок от -60 до -960 м. Этаж нефтеносности – 900 м.

Общая толщина пласта изменяется от 3,6 до 75 м, эффективная нефтенасыщенная – от 1,2 до 36,7 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 36,7 м вскрыта скважиной 700. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи равна 10,7 м. Размеры залежи 5,9х3,7. Средний коэффициент песчанистости продуктивного горизонта равен 0,4, расчлененности – 5,1.

Фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов ухудшаются от центральной к бортовым частям залежи. Расчлененность разреза увеличивается в том же направлении.

В разрезе VI горизонта выделены две продуктивные пачки.

Первая пачка расположена в верхней части горизонта и может насчитывать до трех гидродинамически связанных пластов, которые в свою очередь разделяются на пропластки.

Вторая пачка распространена на юге центральной, восточной и юго-восточной частях залежи и отделена от первой пачки глинами толщиной от 1 до 10 м.

1.6 Коллекторские свойства

Залежь VI горизонта распространяется на трех участках: Павлова гора, Центральное поле и Соколова гора. Отбор керна выполнялся в 19-ти скважинах, данные о выносе керна отсутствуют. Отбор керна и лабораторный анализ образцов был выполнен в 1946–1958 гг. После 1958 г. керн не отбирался. Всего выполнено 46 определений гранулометрического состава, 42 определения открытой пористости и 22 газопроницаемости.

На основе различной геофизической характеристики по ПС, в разрезе VI горизонта выделены два типа коллектора.

К I типу относятся песчаные прослои с высокими амплитудами ПС. Данные прослои формируют пласт, прослеживающийся в центральной части месторождении. Продуктивные отложения представлены мощным, слабо расчленённым пластом песков и песчаников, залегающего в верхней части разреза. Пески среднезернистые, светло-серые, в отдельных случаях наблюдаются песчаники, по кривым ПС характеризуются как чистые от глинистого материала, амплитуды от 50 до 100 мВ и выше. Коллектора данного пласта характеризуются наилучшими коллекторскими свойствами: пористость по керну изменяется от 22 % до 32 % при среднем значении 28 %; проницаемость от 0,009 до 2,000 мкм2, в среднем составляя 0,943 мкм2. Доля пелитовой фракции в среднем равна 10 %, псаммитовой – 8 %.

На фоне указанного пласта, выше и ниже по разрезу выделяются маломощные (hэфф < 5 м) прослои песчаников с амплитудами ПС менее 50 мВ, данные прослои отнесены ко II-му типу коллекторов. К периферии залежи толщина песчаного пласта сокращается, единый пласт расщепляется на отдельные тонкие прослои, увеличивается глинизация. Коллекторские свойства данных прослоев ухудшены. Коллектора представлены песчаниками серыми и светло-серыми, мелкозернистыми. Средняя пористость составляет 17 %, проницаемость 0,221 мкм2.

Доля пелитовой фракции по скважинам расположенным на восточном борту (скв. 555, 565, 610 и 704) в среднем составляет 10 %, псаммитовой всего 1 %.

Пористость пород в целом по площади изменяется от 15,3 до 31,6 %, и в среднем составляет 25,0 %. Проницаемость изменяется в широких пределах от 0,0086 до 2,4760 мкмІ. Средняя проницаемость составляет 0,666 мкмІ.

Средняя пористость коллекторов VI горизонта для подсчёта запасов, рассчитанная как средневзвешенная по объёму, равна 26 %.

Геолого-физическая характеристика приведена в табл.1.1.

       Таблица 1.1

Геолого-физическая характеристика

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

По залежи VI продуктивного горизонта учтены и изучены 62 устьевые пробы нефти из 58 скважин и одна проба попутного газа.

По исследованиям устьевых проб средняя плотность разгазированной нефти составляет 0,830 кг/м3, расчетная плотность пластовой нефти 0,754 кг/м3. Среднее значение кинематической вязкости по исследованиям 3,63 мм2/с. Расчетный коэффициент объемного расширения оценивается величиной 1,217 при газовом факторе 92 м3/т. Расчетный коэффициент изотермической сжимаемости пластовой нефти при этом значении газового фактора  14∙10-4 МПа-1. Коэффициент динамической вязкости при начальных пластовых условиях принят 1,2 мПа*с согласно предшествующим проектным работам.

Нефть легкая, маловязкая, малосмолистая, малопарафинистая. Температура застывания достигает минус 25°С, начало кипения плюс 26°С.  Нефть смолистая, малопарафинистая.

Из пяти анализов свойств растворенного газа учтен один анализ из скважины 81, проведенный в 1939 г. Газ содержит 89,08 % об. метана, 1,48 % этана, 3,61 % пропана, 3,53 % бутанов, 1,9 % пентана+высших, 0,4 % диоксида углерода. Относительная плотность нефтяного газа 0,783. По данным добычи с 1986 г. нефтяной газ в продукции отсутствует.

Плотность пластовой воды горизонта VI, найденная как среднее значение по результатам исследований 12 скважин до 1948 г. (года начала закачки воды в пласт), составляет 1,010 т/м3.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

В результате разработки Нефтегорского месторождения по состоянию на 01.01.2016 г отобрано 9 445 тыс. т. нефти и 1,0 млн. м3 растворенного газа. Остаточные балансовые запасы нефти по месторождению в целом составили  15 640 тыс. т. Основная часть запасов НГЗ и НИЗ сосредоточена в VI горизонте – 21 610 тыс. т. (86 %) и 11 093 тыс. т (91%) соответственно (рис.1.2).

Пересчёт запасов нефти и растворенного газа на 01 января 2016 г. по VI горизонту, приведен ниже. Данные для расчета приведены в табл. 1.2.

Распределение начальных и извлекаемых запасов нефти по пластам

Рис.1.2

Таблица 1.2

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа

Параметры	Обозначения	VI горизонт
Категория запасов		В+С1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	14981
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	10,7
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,26
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,76
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,822
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,83
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,513
Газовый фактор, м3/т	g	92
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г.	8898

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 =14981,0·10,70·0,26·0,760·0,830·0,822=21610,33 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 21610,33 · 0,513= 11092,58 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =8898,00 тыс. т

Qост. бал. = 21610,33 - 8898,0= 12712,33 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 11092,58 - 8898,0=2194,58 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 21610,33 · 92,00·=1988,2 млн. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 11092,58·92,00= 1020,5 млн. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =8898,00·92,00= 818,6 млн. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 12712,33 · 92,00 = 1169,5 млн. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 2194,58 · 92,00 = 201,9 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, млн. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
21610,33	11092,58	12712,33	2194,58	1988,2	1020,5	1169,5	201,9

Выводы

Нефтегорское нефтяное месторождение расположено на территории Апшеронского района Краснодарского края в 115 км к юго-востоку от г. Краснодара и в 45 км к юго-западу от г. Майкопа.

Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением, в рассматриваемом районе являются образования нижнего мела, с которых и начинается описание разреза.

В тектоническом отношении Нефтегорское месторождение располагается в юго-восточной части южного борта Западно-Кубанского прогиба, представляющего на рассматриваемой территории пологую моноклиналь северо-западного простирания.

Всего на месторождении выявлено 14 залежей нефти: девять – в III горизонте, одна – в IV, одна в VI и три в VII. Породы коллекторы представлены терригенными отложениями, сложенными разнозернистыми кварцевыми слабо цементированными песками и песчаниками.

VI продуктивный горизонт приурочен к отложениям нижнего майкопа. Залежь VI горизонта является самой значимой по размерам и запасам на Нефтегорском месторождении.

Залежь VI горизонта распространяется на трех участках: Павлова гора, Центральное поле и Соколова гора.

Нефть легкая, маловязкая, малосмолистая, малопарафинистая.

Запасы, подсчитанные объемным методом, VI горизонта (геолог/извлек) составили 21610/11093 тыс. т, что соответствует запасам, утвержденным в ГКЗ.