Геологическая часть

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Зыбза-Глубокий Яр расположено на территории Абинского и Северского районов Краснодарского края.

Краевой центр г. Краснодар расположен в 50 км от месторождения и связан с ним железнодорожной и шоссейной дорогами, проходящими к северу от месторождения. Ближайшая железнодорожная станция Хабль расположена в 4 км. Железная и шоссейная дороги обеспечивают хорошую транспортную связь с районами и промышленными центрами края.

На площади есть достаточно густая сеть хороших шоссейных дорог, соединяющих между собой промзоны и населенные пункты, расположенные вокруг (рис. 1.1).

Обзорная схема района месторождения

Рис.1.1

1.2 Орогидрография

Описываемый район расположен на северном склоне Главного Кавказского хребта, в пределах перехода наиболее пониженной гряды в Прикубанскую низменность.

Реки Зыбза, Иль и Хабль, расположенные соответственно восточнее и западнее, немноговодные, а в летнее время, как и все другие многочисленные ручьи, пересыхают. В связи с этим, потребность в воде для технических и бытовых нужд, удовлетворяется за счёт воды из артезианских скважин, эксплуатирующих песчаные пачки киммерийского яруса и краснодарских слоёв.

1.3 Стратиграфия

В строении месторождения Зыбза-Глубокий Яр принимают участие палеогеновые и неогеновые отложения (табл.1.1).

Таблица 1.1

Стратиграфия месторождения Зыбза-Глубокий Яр

Система	Отдел	Ярус	Свита	Подсвита	Индекс
Четвертичные	Q
Неоген	Плиоцен	киммерий	--	--	N2k
понт	N2p
Миоцен	меотис	N13m
сармат	N13s
конка	N12c
караган	N12krg
чокрак	N12ch
майкопские слои	верхний майкоп	Pg3
Палеоген	Олигоцен	средний майкоп
нижний майкоп  (хадум)
Эоцен	верхний	фораминиферовые слои	белоглинская (Ф6)	Pg23b
кумская (Ф5)	Pg23k
средний	хадыжская (Ф4)	Pg22h
калужская (Ф3)	Pg22kl
кутаисская  (Ф2)	Pg22kt
нижний	зыбзинская  (Ф1)	Pg21
Палеоцен	ильская	Pg12i
горячего ключа	ахтырская  (СГК4)	Pg12a
балки кипячей (СГК3)	Pg12k
псекупская  (СГК2)	Pg12p
шибик (СГК1)	Pg12sb
цице  (эльбурганская)	--	Pg11

В разрезе палеогена выделяются палеоценовые свиты (цице, горячего ключа, ильская), эоценовые свиты (зыбзинская, кутаисская, калужская, хадыженская, кумская, белоглинская) и олигоцен-миоценовые отложения (майкопские слои). В разрезе миоцена выделяются: чокракский, караганский, конкский горизонты, сарматский и меотический ярусы. На большей территории месторождения миоцен трансгрессивно залегает на среднем майкопе, а в приосевой части складки – на более древних отложениях, чаще на кумской свите.

1.4 Тектоника

Глубокоярская антиклинальная складка расположена в центральной части южного борта Азово-Кубанского (Кубано-Индольского) краевого прогиба  (рис.1.2), находящегося на стыке двух крупных геоструктурных элементов: антиклинория Северо-Западного Кавказа и передового прогиба, которые претерпели в процессе своего развития подвижки противоположного знака. Подъём первого и глубокое погружение второго, начавшееся в предолигоценовое время и продолжавшееся до антропогена, оказали основное влияние на многообразие структур, осложняющих южный борт прогиба.

По существующим представлениям антиклинальные складки центральной части южного борта Азово-Кубанского прогиба приурочены к двум антиклинальным поясам: Калужскому и Азовскому, разделённым между собой Григорьевской синклиналью. В состав Калужского пояса погребённых антиклинальных складок входят: Ключевая, Калужская, Ново-Дмитриевская, Восточно-Северская, Северо-Холмская и др. антиклинали. Азовский пояс расположен южнее, начинается в бассейне реки Псекупс и включает Колинскую, Азовскую, Холмскую, Глубокоярскую, Ахтырско-Бугундырскую, Украинскую, Северскую, Ильскую и др. погребённые антиклинальные складки.

Складки северного Калужского пояса отличаются более простым строением. Они имеют форму брахиантиклиналей с довольно пологими углами падения пластов на крыльях, осложнённых поперечными сбросами небольшой амплитуды.

Тектоническая схема района месторождения

Рис.1.2

1.5 Нефтегазоводоносность

Промышленные запасы нефти открыты в понтическом, миоценовом, майкопском, кумском горизонтах, в I горизонте калужской свиты, IIa горизонте зыбзинской свиты, IIб, III и IV горизонтах ильской свиты, в X – XII горизонтах свиты цице.

Залежи свободного газа открыты в V – IX горизонтах свиты горячего ключа. Залежи X – XII горизонтов свиты цице имели газовые шапки.

Участок Зыбза

В пределах участка выделяется четыре изолированные залежи, приуроченные к отложениям верхнего сармата, среднего и нижнего сармата, карагана и чокрака.

Глубины залегания нефтяных залежей в сармате 385 – 890 м, в карагане 512 – 895 м, в чокраке 681 – 1007 м.

Размеры залежей: З-1 (верхний сармат) 0,66х0,45 км, высота 210 м, З-2 (средний + нижний сармат) – 11,5х8 км, З-3 (караган) –13х6 км и З-4 (чокрак) – 11,74 х 4 км. Этаж нефтеносности сармата 514 м, карагана 439 м и чокрака 280 м.

Залежь З-1 выделена в северо-западной части участка Зыбза, в отложениях верхнего сармата при возвратах с нижележащих горизонтов, в 1949 – 1956 гг. Залежь имеет форму линзы. Вскрыта 38 скважинами. Общая толщина по скважинам изменяется от 2,6 до 25,4 м. Пределы изменения эффективной толщины от 1,1 до 20,3 м.        

С юга, запада и востока залежь ограничена литологическим экраном, с севера – водонефтяным контактом.

ВНК принят на а. о. минус 679 м по нижним дырам перфорации в скважине № 000, где в интервале а. о. минус 669 – минус 679 м получен приток нефти дебитом 16,9 т/сут.

Тип залежи – литолого-стратиграфический. Площадь залежи 289,3 тыс. м2, эффективный объём – 1921,5 тыс. м3, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 6,6 м.

Залежь З-2 выделена в пределах основного продуктивнго горизонта сармата (средний+нижний сармат), вскрытого более чем в 355 скважинах. При движении на север, вверху разреза появляется непродуктивная песчано-глинистая пачка, увеличивающаяся по падению до 50 – 70 м.

Общие толщины достигают 244 м (скважина № 000 – на севере участка). Эффективные толщины изменяются от 0 до 100 м (в районе скважины № 000), причём толщины уменьшаются и выклиниваются, замещаясь полностью или частично глинистыми разностями по восстанию к югу и по простиранию к востоку и западу.

Залежь нефти литолого-стратиграфического типа, приурочена к моноклинали с северным падением. С юга, востока и запада залежь ограничена зоной выклинивания, с севера водонефтяным контактом. Границы выклинивания коллекторов в плане образуют заливообразную форму.

В южной части площади продуктивный горизонт сармата залегает на размытой поверхности майкопских слоёв.

Залежь нефти не имеет газовой шапки, но в результате эксплуатации в повышенной части её начала образовываться газовая шапка и при опробовании скважин №№ № 000, 139, 186 в 1951 – 1956 гг. получили приток газа. Кроме того, скважины, расположенные в повышенной части залежи, с 1951 г. начали переходить на подачу газа, а вблизи водонефтеного контакта – постепенно обводняться.

ВНК принят на а. о. минус 790 м по результатам опробования скважины № 13, где в интервале а. о. минус 727 – минус 790 м получен приток безводной нефти с начальным дебитом 7 т/сут.

Площадь залежи 3902 тыс. м2, объём – 92974 тыс. м3, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 23,8 м.

Залежь З-3 в пределах караганского продуктивного горизонта на участке Зыбза впервые была опробована в разведочных скважинах №№ 11, 12, 20, 23 в 1946 – 1949 гг., из которых получили приток тяжёлой нефти от 2,5 до 20 т/сут.

В пределах залежи находится 240 скважин. Граница распространения коллектора карагана смещается на север. На востоке и западе границей залежи является литологическое выклинивание коллекторов, а на юге экранирующая поверхность стратиграфического несогласия карагана с майкопскими слоями и с сарматом, на севере – водонефтяной контакт.

Залежь нефти в карагане не имела газовой шапки, но в результате эксплуатации в повышенной части её образовалась газовая шапка и скважины № 000 и № 000 при опробовании в 1950 – 1952 гг. дали приток газа, эксплуатационные скважины этой части залежи начали переходить на подачу газа.

Глубина залегания продуктивного горизонта карагана от 600 м на юге до 900 – 950 м на севере, а его толщина изменяется от 0 до 200 м. Залежь нефти литолого-стратиграфического типа, приурочена к моноклинали с северным падением, этаж нефтеносности 365 м. Эффективные толщины изменяются от 0 до 64 м.

К востоку, западу и к югу общие и эффективные толщины уменьшаются и выклиниваются, замещаясь полностью или частично глинистыми разностями.

Границы выклинивания коллекторов в плане образуют заливообразную форму. Залежь нефти представляет собой один залив и приурочен он к моноклинали с северным падением.

ВНК  принят на а. о. минус 770 м по результатам опробования скважин (таблица 2.3).

Площадь залежи 2470,7 тыс. м2, объём – 39643,8 тыс. м3, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 16,0 м.

Залежь З-4 приурочена к отложениям чокрака. Граница распространения чокракского продуктивного горизонта смещается на север. В пределах залежи находится 115 скважин.

Общие толщины  горизонта достигают 138 м. Эффективные толщины изменяются от 2,2 до 50,2 м.

К востоку, западу и к югу общие и эффективные толщины уменьшаются и выклиниваются, замещаясь полностью или частично глинистыми разностями.

Границы выклинивания коллекторов в плане образуют заливообразную форму. Залежь относится к литолого-стратиграфическому типу. Залежь  приурочена к моноклинали с северным падением. С юга, запада и востока залеж чокракского горизонта ограничена литологическим экраном. С севера – водонефтяным контактом.

ВНК на западе залежи принят на а. о. минус 894 м по данным опробования и ГИС, ВНК на востоке  принят на а. о.  минус 851 м по результатам опробования скважины № 5, где в интервале а. о. минус 838 – минус 851 м получен приток безводной нефти.

Площадь составляет 1364,9 тыс. м2, объём – 14674,3 тыс. м3, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 10,8 м.

1.6 Коллекторские свойства

Участок Зыбза

Пористость по исследованиям керна песчано-алевритовых пород изменяется от 0,174 до 0,448, грубообломочных разностей от 0,01 до 0,101. Для песчано-алевритовых коллекторов по 55 образцам керна при принятых нижних пределах пористости 11 % и проницаемости 1 мД средняя величина пористости равна 30,32 %.

Проницаемость песчано-алевритовых пород по керну изменяется от 0,36 до 11969 мД, грубообломочных от 0,01 до 290 мД. Средняя величина проницаемости по 42 образцам керна песчано-алевролитовых коллекторов равна 900 мД.

Таблица 1.2

Фильтрационно-ёмкостные свойства миоценовых отложений по данным исследований образцов керна месторождения Зыбза-Глубокий Яр

Параметр	Зыбза	Горка+Кипячий+ Ново-Кипячий	Южно-Карский	В целом по миоцену
1 Коэффициент пористости	--	--	--	--
1.1 Количество скважин	12	10	2	24
1.2 Охарактеризованная эффективная толщина, м	--	--	--	--
1.3 Количество определений	55	91	8	154
1.4 Минимальное значение, доли ед.	1,1740	0,1710	--	0,3032
1.5 Максимальное значение, доли ед.	0,4480	0,4480	--	0,3158
1.6 Среднее значение, доли ед.	0,3032	0,3098	0,3158	0,3078
2 Коэффициент проницаемости	--	--	--	--
2.1 Количество скважин	7	6	--	13
2.2 Охарактеризованная эффективная толщина, м	--	--	--	--
2.3 Количество определений	42	43	--	85
2.4 Минимальное значение, х10-3 мкм2	0,36	--	--	860
2.5 Максимальное значение, х10-3 мкм2	11969	--	--	900
2.6 Среднее значение, х10-3 мкм2	900	860	900	887

Таблица 1.3

Геолого-физическая характеристика миоценовых залежей месторождения Зыбза-Глубокий-Яр

Параметры	Зыбза	Горка+Кипячий+Новокипячий	Южно-Карский	В целом
1. Абсолютная отметка кровли (интервал изменения), м	276-894	228-1055	87-200	87-1055
2. Абсолютная отметка ВНК (интервал изменения), м	679-894	292-1055	80-200	80-1055
3. Тип залежей	пластово-сводовый, литологически и тектонически экранированный
4. Тип коллектора	поровый, терригенный
5. Площадь нефтеноcности, тыс. м2	--	--	--	5210
6. Средняя общая толщина, м	--	--	--	150
7. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м	--	--	--	33,5
8. Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,353	--	--	--
9. Коэффициент расчленённости, доли ед.	20,3	--	--	--
10. Средний коэффицент проницаемости, х10-3 мкм2	900	860	900	887
11. Средний коэффицент пористости, доли ед.	0,251	0,272(Г); 0,229(К); 0,286(НК)	0,224	0.250
12. Средний коэффицент начальной  нефтенасыщенности, доли ед.	0.734	0.734	0.728	0.734
13. Начальная пластовая температура, °С	46	43	18	36
14. Начальное пластовое давление, МПа	7.3	7.0	2.1	--
15. Давление насыщения нефти газом, МПа	2.5	3.6	9.0	--
16. Газовый фактор нефти, м3/т	7.2	61.1	2.8	9.6
17. Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	--	--	--	--
18. Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	970	970	975	970
19. Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас	277.420	138.424	401.700	--
20. Объёмный коэф. нефти, ед.	1.0163	1.0163	1.0299	1.0172
21. Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3	1.008	1.008	1.0043	1.007
22. Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	0.72	0.72	0.65	0.70
23. Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сутМПам)	--	--	--	--
24. Коэффициент вытеснения нефти водой (газом), доли ед.	--	--	--	--

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

При рассмотрении анализов нефти по горизонтам устанавливается некоторая закономерность в уменьшении удельного веса нефти и содержании акционных смол с глубиной.

В миоцене плотность нефти высокая (табл.1.4). На участке Зыбза она изменяется в пределах 0,945 – 0,981 г/см3. Среднее значение составляет 0,970 г/см3. В среднем, для миоцена, значение плотности принято равным 0,970 г/см3.

Таблица 1.4

Свойства пластовой и дегазированной нефти

Наименование параметра	Зыбза
диап. знач.	ср. знач.
Свойства пластовой нефти	--	--
1. Давление пластовое, МПа	--	--
2. Температура пластовая, °С	30-75	46
3. Давление насыщения нефти газом, МПа	--	--
4. Газосодержание нефти (стандартная сепарация), м3/т	--	7,2
5. Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	--	--
6. Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3	0,945-0,981	0,970
7. Вязкость нефти в условиях пласта, мПас	--	277,42
8. Коэффициент сжимаемости, 1/МПах10-4	--	--
9. Плотность растворённого газа, кг/м3 , при 20 °C:	--	--
- при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
10. Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20 °С:	--	--
- при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
11. Пересчётный коэффициент, доли ед.	--	--
12. Кол-во исследованных глубинных проб (скважин)	--	--

Вязкость нефти изменяется в широких пределах в зависимости от температурных условий. На участке Зыбза она варьирует от 16,36 стокса (16,36х10-4 м2/с) до 0,6 стокса (0,6х10-4 м2/с) при температурах от 30 до 75 ОС. Средняя величина пластовой температуры составляет 46 ОС.

Для температуры 50 ОС, при которой выполнено наибольшее количество определений, средняя величина вязкости составляет 2,86 стоксов (2,86х10-4 м2/с). Динамическая вязкость в пластовых условиях составляет 277,42 мПас.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

В разделе представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2016 г. по рассматриваемому участку Зыбза объемным методом.

Данные для расчета приведены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа

Параметры	Обозначения	Зыбза
Категория запасов		А
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	5210
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	33,5
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,25
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,73
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,975
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,973
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,39
Газовый фактор, м3/т	g	9,6
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г.	9837

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 =5209,4·28,48·0,25·0,730·0,973·0,975=25686,68 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 25686,68 · 0,390= 10017,80 тыс. т

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =9837,00 тыс. т

Qост. бал. = 25686,68 - 9837,0= 15849,68 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 10017,80 - 9837,0=180,80 тыс. т

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 25686,68 · 9,60·=246592,10 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 10017,80·9,60= 96170,88 тыс. мі

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =9837,00·9,60= 94435,20 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 15849,68 · 9,60 = 152156,90 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 180,80 · 9,60 = 1735,68 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.6.

Таблица 1.6

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
25686,68	10017,80	15849,68	180,80	246592,10	96170,88	152156,90	1735,68

Выводы

Месторождение Зыбза-Глубокий Яр расположено на территории Абинского и Северского районов Краснодарского края.

Описываемый район расположен на северном склоне Главного Кавказского хребта, в пределах перехода наиболее пониженной гряды в Прикубанскую низменность.

В строении месторождения Зыбза-Глубокий Яр принимают участие палеогеновые и неогеновые отложения.

Промышленные запасы нефти открыты в понтическом, миоценовом, майкопском, кумском горизонтах, в I горизонте калужской свиты, IIa горизонте зыбзинской свиты, IIб, III и IV горизонтах ильской свиты, в X – XII горизонтах свиты цице.

Залежи свободного газа открыты в V – IX горизонтах свиты горячего ключа. Залежи X – XII горизонтов свиты цице имели газовые шапки.

В пределах участка Зыбза выделяется четыре изолированные залежи, приуроченные к отложениям верхнего сармата, среднего и нижнего сармата, карагана и чокрака.

Остаточные извлекаемые запасы нефти и газа участка Зыбза составили 180,8 тыс. т и 1,7 млн. м3 соответственно.