Партнерка на США и Канаду по недвижимости, выплаты в крипто
- 30% recurring commission
- Выплаты в USDT
- Вывод каждую неделю
- Комиссия до 5 лет за каждого referral
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
Шептальское месторождение расположено на территории Крымского района Краснодарского края, а в географическом плане – в предгорьях северного склона Главного Кавказского хребта, в его северо-западной части (рис.1.1).
Рельеф района характеризуется сильной расчлененностью. Многочисленные балки и овраги прорезают склоны возвышенностей. Высотные отметки на юге достигают + 200 м над уровнем моря, понижаясь в сторону Прикубанской низменности до + 20 м.
Долины балок, склоны возвышенностей покрыты кустарником, открытые участки используются под пашни и виноградники.
Обзорная карта района работ
Рис.1.1
1.2 Орогидрография
С юга на север, через всю исследуемую площадь, протекают реки: Вторая, Шибик, Куафо с многочисленными мелкими притоками. Реки, полноводные в осенне-весенний период, в летнее время местами пересыхают. Русла их извилистые, образуют многочисленные излучины.
По долинам рек располагаются основные населенные пункты – хутора: Шептальский, Шибик 1-й, 2-й, Куафо и др.
К северу от площади, на расстоянии 5 км по грунтовой дороге от хутора Шептальского, проходит железная дорога Новороссийск – Крымск – Краснодар. Ближайшая к площади железнодорожная станция – г. Крымск находится в 7 км от площади и в 92 км от г. Краснодара.
В районе работ имеются шоссейные дороги и грунтовые, связывающие указанные выше хутора.
1.3 Стратиграфия
На Шептальской площади вскрыты и изучены отложения от четвертичных до нижнемеловых.
Геологическое строение площади сложное. Отмечаются разрывные нарушения и перерывы в осадконакоплении. Фиксируются размывы на границе олигоцен-эоцен и палеоцена.
Верхний палеоцен – Р12
Включает свиты Горячего Ключа и ильскую, широко развитые на рассматриваемой территории.
Свита Горячего Ключа - Р12gk
Подразделяется на подсвиты: Шибик, Псекупскую, Балки Кипячей и Ахтырскую.
Подсвита Балки Кипячей - Р12gk (bk)
Отложения представлены, в основном, глинами. В нижней части довольно часто встречаются прослои алевролитов и песчаников.
Алевролиты темно-серые, крепкие, неизвестковистые и известковистые, глауконит-кварцевые, иногда кавернозные. Толщина прослоев алевролитов до 10-12 см. Отмечаются прослои и линзы мелкозернистых песчаников.
Встречаются тонкие (до 3-5 см) прослои сидерита и доломита.
Толщина подсвиты достигает 80 м.
Ахтырская подсвита - Р12 ah
Нижняя часть разреза представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, верхняя – более глинистая.
Песчаники серые, мелкозернистые, слабосцементированные, иногда битуминозные. Глины темно-серые, неизвестковистые, очень плотные, слоистые.
Максимальная толщина отложений подсвиты – 120 м.
Ильская свита – Р11 il
Отложения свиты представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и глин.
Песчаники серые, мелкозернистые, крепкие, иногда пропитаны легкой нефтью. Единичные прослои доломита. Толщина прослоев до 5 см.
Толщина отложений свиты – 52 м.
1.4 Тектоника
Шептальская площадь в тектоническом отношении приурочена к Собербашско-Гунайскому синклинорию, являющемуся внешней северной зоной северо-западного погружения мегантиклинория Большого Кавказа. Структурно-тектоническая карта района представлена на графическом приложении 1.
Тип развитой здесь складчатости промежуточный: складки брахиформные, коробчатые, гребневидные. Северные крылья складок обычно круче южных и нередко осложнены сбросами.
Область упомянутого синклинория испытала в своей геологической истории комплекс подвижек радиального и тангенциального направления.
В связи с этим на площади Шептальской и прилегающих к ней районов наблюдаются многочисленные размывы и перерывы в осадконакоплении, в результате которых в разрезе отсутствуют довольно крупные стратиграфические комплексы.
В тектоническом отношении она осложнена нарушениями как широтного, так и меридионального направления. Так, северная часть Шептальской структуры через неглубокую узкую синклиналь отделяется от опущенного по широтному нарушению южного крыла Украинской структуры. По этому нарушению северная часть Шептальской площади приподнята относительно южного крыла Украинской структуры.
1.5 Нефтегазоводоносность
Промышленная нефтегазоносность Шептальского месторождения связана с V горизонтом ахтырской подсвиты свиты Горячего Ключа.
Нефтегазоносность была установлена в 1955 году при колонковом бурении скважины № 000А (Абинской), когда из отложений V горизонта был получен нефтяной фонтан. Скважина была ликвидирована по техническим причинам без дополнительных испытаний.
Проведенным в 1972-1974 гг. структурно-поисковым бурением на Шептальской площади скважинами К-1, К-4, К-11 нефтегазоносность V горизонта была подтверждена:
К-1 – фонтанный приток безводной нефти с дебитом 7 м3/сут (d = 5 мм);
К-4 – скважина расположена в зоне пониженных толщин, поэтому получен слабый приток нефти – 0,35 м3/сут;
К-11 – здесь отложения V горизонта представлены полностью и опробованы два интервала; при опробовании в интервале 639-653,2 м (абс. отметки – 567-581,2 м) получен непереливающий приток нефти – 0,6 м3/сут; из II объекта, в интервале 622,8-632,4 м, получен фонтан безводной нефти дебитом 5,7 м3/сут.
Но сравнительно полное представление о структуре месторождения и его добывных возможностях дало бурение в 2007-2008 гг. 15 наклонно-направленных эксплуатационных скважин №№ 000, 437, 438, 439, 440, 441, 442, 443, 444, 445, 446, 447, 450, 455 и 11бис (дублера К-11).
В результате осуществления этого бурения представление о геологическом строении залежи V горизонта ахтырской подсвиты заметно изменилось, были уточнены положение зоны его размыва и условия залегания.
В 2008 году выполнен последний подсчет запасов, после которого новой информации по месторождению получено практически не было.
Залежь нефти приурочена к западному периклинальному окончанию Южно-Абинской структуры. Литологически горизонт представлен переслаиванием песчано-алевритовых пород и глин. Залежь структурно-тектонического типа с зоной литологического выклинивания V горизонта в южной части, осложненная целым рядом нарушений меридионального и широтного простирания. В итоге она делится на четыре блока.
Частое чередование пластов-коллекторов небольшой мощности с глинами, высокое содержание пелитовой фракции в алевролитах и мелко - и тонкозернистых песчаниках, в сочетании с наличием перемятых и рыхлых пород характеризует V горизонт, содержащий нефтяную залежь, как довольно сложный. Тип коллектора гранулярный. Наибольшие эффективные мощности коллекторов связаны с центральной частью залежи. В восточном направлении мощности сокращаются, и коллекторские свойства V горизонта заметно ухудшаются.
1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Нефть Шептальского месторождения тяжелая с удельным весом 0,905-0,920 г/см3. Содержание парафина 0,20-2,28 % при температуре застывания -50 – -18єС. Нефть малосернистая, содержание серы колеблется от 0,18 до 0,82 %, смолистая, кислотность изменяется от 18,8 до 74,97 мг/кон на 100 г нефти.
По фракционному составу нефть имеет следующую характеристику: начало кипения от 131 до 216 0С. Выход фракций до 100 0С – 0 %, до 150 0С – 2-4 %, до 200 0С – 8-16 %, до 250 0С – 8,7-26 %, до 300 0С – 23,7-35,5 %, до 350 0С – 40-61,5 %.
Предположительно, судя по данным небольшого числа анализов проб нефти, нефть восточной части V горизонта (III и IV блоки) содержит большее количество легких фракций, с более низкими температурами застывания и начала кипения.
Глубинная проба нефти, не дублированная, в начальный период разбуривания залежи была отобрана только в одной скважине К-1. В 2003 году были исследованы глубинные пробы нефти еще по трем новым пробуренным скважинам (№№ 000, 444, 446) и расчетным путем определены характеристики пластовой нефти:
Давление насыщения при пластовой температуре – 5,4 МПа,
Газовый фактор – 23,5 м3/т,
Плотность сепарированной нефти (однократное разгазирование) – 0,908 г/см3,
Плотность пластовой нефти – 0,868 г/см3,
Вязкость пластовой нефти – 15,3 мПа·с (сП),
Относительная плотность растворенного газа (по воздуху) – 0,683,
Пересчетный коэффициент – 0,945.
Компонентный состав газа в начальный период разработки залежи не определялся.
Две пробы газа из скважин 439 и 446, отобранные в 2003 году, не дают четкого представления о его составе.
Для подсчета запасов приняты и утверждены в ЦКЗ: пересчетный коэффициент 0,945, плотность нефти в стандартных условиях 910 кг/м3, газовый фактор 23 м3/т.
Свойства пластовой и дегазированной нефти, компонентный состав нефти и растворенного газа, свойства и химический состав пластовых вод приведены в табл.1.1-1.3.
Таблица 1.1
Свойства пластовой и дегазированной нефти V горизонта Шептальского месторождения
Наименование параметра | V горизонт Р12 ah | |
Диапазон значений | Принятые значения | |
Свойства пластовой нефти | ||
1. Давление пластовое, МПа | 5.74-5.85 | 5.8 |
2. Температура пластовая, °С | 32-36 | 35 |
3. Давление насыщения нефти газом, МПа | 5.02-5.5 | 5.4 |
4. Газосодержание нефти (стандартная сепарация), м3 /т | 22.99-39.23 | 28 |
5. Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т | - | 23 |
6. Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 | 845-884 | 868 |
7. Вязкость нефти в условиях пласта, мПа*с | 15.1-16.5 | 12.6* |
8. Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4 | 6.23-8.65 | 7.07 |
9. Плотность растворенного газа, кг/м3 , при 20°C: | 0.753-0.857 - | 0.817 - |
- при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | ||
10. Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: | 910 - | |
- при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | 905-920 - | - |
11. Пересчетный коэффициент, д. е. | - | 0.945 |
12. Кол-во исследованных глубинных проб (скважин) | 4(4) | 4(4) |
Свойства дегазированной нефти | ||
13. Плотность дегазированной нефти по поверхностным пробам, кг/м3 | 905.3-920.0 | 912.5 |
14. Вязкость дегазированной нефти по поверхностным пробам, мПа/с | ||
- при 20°С: - при 50°С: | 39.3-98.0 - | 58.7 - |
15. Температура застывания дегазированной нефти, °С | -50 – -18 | -38 |
16. Массовое содержание, % | ||
- серы - смол силикагелевых - асфальтенов - парафинов | 0.18-0.82 11.6-20.8 0.60-1.31 0.20-2.28 | 0.42 17.4 1.02 0.93 |
17. Содержание микрокомпонентов, г/т: - ванадий - никель | - - | - - |
18. Температура начала кипения, °С | 131-216 | 160 |
19. Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), % | ||
- до 100°С - до 150°С - до 200°С - до 250°С - до 300°С - до 350°С | 0 2.0-4.0 8.0-16.0 8.7-26.0 23.7-35.5 40.0-61.5 | 0 1.1 11.0 20.2 36.3 56.7 |
20. Кол-во исследованных поверхностных проб (скважин) | 19(10) | 19(10) |
* на балансе «Росгеолфонда», среднее по глубинным пробам – 15,3 мПа·с.
Таблица 1.2
Компонентный состав нефти и растворенного газа V горизонта Шептальского месторождения
Наименование параметров, компонентов | V горизонт Р12 ah | |
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях | ||
выделившийся газ | нефть | |
Молярная концентрация компонентов, % | ||
- сероводород | 2.458 | - |
- двуокись углерода | 3.900 | - |
- азот+редкие (в т. ч. гелий) | - | - |
- метан | 87.495 | - |
- этан | 1.608 | - |
- пропан | 0.425 | - |
- изобутан | 1.874 | - |
- нормальный бутан | 1.874 | - |
- изопентан | 0.155 | - |
- нормальный пентан | 0.155 | - |
- гексаны | 0.056 | - |
- гептаны | - | - |
- октаны | - | - |
- остаток С9+ | - | - |
Молекулярная масса | - | - |
Плотность: | ||
- газа, кг/м3 | 0.817 | - |
- газа относительная (по воздуху), доли ед. | 0.683 | - |
- нефти, кг/м3 | - | 910 |
Таблица 1.3
Свойства и химический состав пластовых вод V горизонта Шептальского месторождения
Параметр | V горизонт Р12 ah |
1. Газосодержание, м3/м3 | - |
2. Плотность воды, кг/м3 | |
- в стандартных условиях | - |
- в условиях пласта | 1010.6 |
3. Вязкость в условиях пласта, мПа. с | 0,7186 |
4. Коэффициент сжимаемости, 1/МПа Ч 10-4 | 4,537 |
5. Объемный коэффициент, доли ед. | 1,00188 |
6. Химический состав вод, (мг/л)/(мг-экв/л) | |
Na+ + K+ | - |
Ca+2 | 0.115 |
Mg+2 | 0.095 |
Cl - | 6.348 |
HCO3- | 0.720 |
CO3-2 | 0.150 |
SO4-2 | 0.031 |
NH4+ | 18.0 |
Br- | 21.150 |
J- | 13.685 |
B+3 | - |
Li+ | - |
Sr+2 | - |
Rb+ | - |
Cs+ | - |
7. Общая минерализация, г/дм3 | 11.345 |
8. Водородный показатель, рН | - |
9. Химический тип воды, преимущественный (по ) | хлоркальцевые |
10. Количество исследованных проб (скважин) | 4 (2) |
1.7 Коллекторские свойства объекта
Анализ толщин и литологического состава V горизонта показал, что породы-коллекторы образовались в условиях относительно мелководного моря. При этом необходимо отметить, что Южно-Абинская брахиантиклиналь Абинской антиклинальной зоны существовала на дне морского бассейна в виде подводного поднятия. В районе Шептальской площади на этом поднятии формировался бар. Поэтому в центральной части месторождения V горизонт имеет максимальные толщины и характеризуется широким представительством в его разрезе обломочных пород. В южном и северном направлениях толщины горизонта уменьшаются, и обломочные породы глинизируются.
Сводная геолого-геофизическая характеристика V горизонта Шептальского месторождения приведена в таблице 1.4.
Таблица 1.4
Геолого-физическая характеристика V горизонта Шептальского месторождения
Параметры | V горизонт Р12 ah | ||||
Блоки | в целом по пласту | ||||
I | II | III | IV | ||
1. Абсолютная отметка кровли (интервал изменения), м | 650 | 600 | 550 | 480 | 480-650 |
2. Абсолютная отметка ВНК (интервал изменения), м | -725 | -620 | -620 | -520 | -520 – -725 |
3. Тип залежей | пластовая, тектонически и литологически экранированная | ||||
4. Тип коллектора | поровый глинизированный | ||||
5. Площадь нефтеноcности, тыс. м2 | 105 | 224 | 264 | 228 | 821 |
6. Средняя общая толщина, м | - | - | - | - | 97.32 |
7. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м | 18.0 | 29.67 | 12.44 | 2.2 | 15,6 |
8. Коэффициент песчанистости, д. ед. | - | - | 0.329-0.764 | - | 0.507 |
9. Коэффициент расчлененности, д. ед. | - | - | - | - | 27 |
10. Средний коэффицент проницаемости, мкм2 | - | - | - | - | 0.1 |
11. Средний коэффицент пористости, д. е. | 0.26* | 0.26* | 0.26* | 0.26* | 0.26* |
12. Средний коэффицент начальной нефтенасыщенности, д. ед. | 0.5 | 0.5 | 0.5 | 0.5 | 0.5 |
13. Начальная пластовая температура, °С | - | - | - | - | 35 |
14. Начальное пластовое давление, МПа | 5.85 | 5.74 | - | - | 5.8 |
15. Давление насыщения нефти газом, МПа | - | 5.4 | 5.0-5.4 | - | 5.4 |
16. Газовый фактор нефти, м3/т | - | 20.4 | 23.2-25.4 | 23.0 | 23.0 |
17. Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 | - | 0.874 | 0.845-0.884 | - | 0.868 |
18. Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 | - | - | - | - | 0.910 |
19. Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с | - | 13.4 | 15.1-16.5 | - | 12.6** |
20. Объемный коэф. нефти, д. ед. | - | - | - | - | 1.058 |
21. Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 | - | - | - | - | 1010.6 |
22. Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с | - | - | - | - | 0.72 |
23. Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут. МПа*м) | - | - | - | - | 0.021 |
24. Коэффициент вытеснения нефти водой (газом), д. ед. | 0.45 |
Из V горизонта пористость определена только по одному образцу, который при определении проницаемости рассыпался. Поэтому для физико-петрографической характеристики исследуемого горизонта привлекались данные, полученные по V горизонту соседних Украинского и Ахтырско-Бугундырского месторождений, где пласт залегает на несколько больших глубинах. Правомерность использования результатов анализов пород V горизонта на вышеназванных месторождениях определяется тем, что данный горизонт образовался в сходных фациальных условиях. Практически везде он представлен толщей пород, в ритмично-слоистом залегании песчаников, алевролитов и глин.
1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом
Начальные запасы нефти и растворенного газа, утвержденные на ЦКЗ (протокол № 000, от 9.03.2008 г.), по категории С1 равны 1377 тыс. т при извлекаемых – 482 тыс. т.
Сведения о принятых подсчетных параметрах приведены в таблице 1.5.
Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 1 января 2016 г. по пласту V горизонту.
Таблица 1.5
Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и
растворенного газа
Параметры | Обозначения | V горизонт |
Категория запасов | С1 | |
Площадь нефтеносности, тыс. м2 | F | 821 |
Средняя нефтенасыщенная толщина, м | h | 15,0 |
Коэффициент открытой пористости, д. ед. | m | 0,26 |
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед. | β | 0,5 |
Пересчетный коэффициент, д. ед. | θ | 0,945 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | с | 0,910 |
Коэффициент извлечения нефти, д. ед. | K | 0,35 |
Газовый фактор, м3/т | g | 23 |
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г. | 207,8 |
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 =821,0·15,00·0,26·0,500·0,910·0,945=1376,74 тыс. т
Qизв = Qбал·К, (1.2)
где К - коэффициент извлечения нефти.
Qизв. = 1376,74 · 0,350= 481,86 тыс. т
Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.
Qост. бал = Qбал – Qдоб, (1.3)
Qдоб.. =207,80 тыс. т
Qост. бал. = 1376,74 - 207,8= 1168,94 тыс. т
Qост. изв = Qизв – Qдоб, (1.4)
Qост. изв.= 481,86 - 207,8=274,06 тыс. т
Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа
Vбал = Qбал· g, (1.5)
где g – газовый фактор
Vбал. = 1376,74 · 23,00·=31665,02 тыс. мі
Vизв = Qизв· g, (1.6)
Vизв. = 481,86·23,00= 11082,78 тыс. мі
Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.
Vдоб = Qдоб· g, (1.7)
Vдоб. =207,80·23,00= 4779,40 тыс. мі
Vост бал = Qост. бал· g, (1.8)
Vост бал = 1168,94 · 23,00 = 26885,62 тыс. мі
Vост изв = Qост. изв· g, (1.9)
Vост изв = 274,06 · 23,00 = 6303,38 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 |
1376,74 | 481,86 | 1168,94 | 274,06 | 31665,02 | 11082,78 | 26885,62 | 6303,38 |
Выводы
Шептальское месторождение расположено на территории Крымского района Краснодарского края, а в географическом плане – в предгорьях северного склона Главного Кавказского хребта, в его северо-западной части.
На Шептальской площади вскрыты и изучены отложения от четвертичных до нижнемеловых.
Геологическое строение площади сложное. Отмечаются разрывные нарушения и перерывы в осадконакоплении. Фиксируются размывы на границе олигоцен-эоцен и палеоцена.
Свита Горячего Ключа - Р12gk подразделяется на подсвиты: Шибик, Псекупскую, Балки Кипячей и Ахтырскую.
Шептальская площадь в тектоническом отношении приурочена к Собербашско-Гунайскому синклинорию, являющемуся внешней северной зоной северо-западного погружения мегантиклинория Большого Кавказа.
Промышленная нефтегазоносность Шептальского месторождения связана с V горизонтом ахтырской подсвиты свиты Горячего Ключа.
Нефтегазоносность была установлена в 1955 году при колонковом бурении скважины № 000А (Абинской), когда из отложений V горизонта был получен нефтяной фонтан.
Нефть Шептальского месторождения тяжелая с удельным весом 0,905-0,920 г/см3. Содержание парафина 0,20-2,28 % при температуре застывания -50 – -18єС. Нефть малосернистая, содержание серы колеблется от 0,18 до 0,82 %, смолистая, кислотность изменяется от 18,8 до 74,97 мг/кон на 100 г нефти.
В работе представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2016 г. по V горизонту. Проведенная оценка показала хорошую сходимость с запасами, числящимися на балансе .
