Геологическая часть

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Бешкульское месторождение расположено в Наримановском районе Астраханской области, в 53 км к западу от г. Астрахани. Наиболее крупными населенными пунктами в данном районе являются г. Астрахань, г. Нариманов и г. Ильинка. Ближайший населенный пункт пос. Бешкуль находится в 10 км от месторождения [1].

Дорожная сеть развита слабо и представлена грунтовыми дорогами. К югу от месторождения проходит дорога местного значения. Шоссе Астрахань-Элиста проходит на 8-15 км южнее месторождения, шоссе Астрахань-Волгоград – 40-50 км восточнее. Ближайшая железнодорожная станция Линейная находится в 20 км от месторождения.

Район Бешкульского месторождения промыслово обустроен. На его территории расположены действующие нефтегазопроводы.

Район месторождения находится в полупустынных и пустынных приволжских степях, покрытых грядами закрепленных и полузакрепленных барханных песков. Абсолютные отметки рельефа колеблются от минус 9 до минус 18 м.

Климат резко континентальный: со знойным сухим летом, с максимальной температурой в июле плюс 400С; суровой малоснежной зимой с минимальной температурой минус 280С. Почти круглый год в районе месторождения дуют сильные ветры. Растительность почти полностью отсутствует.

Гидрографическая сеть отсутствует, техническая и питьевая вода привозится. Для технических целей вода добывалась из артезианских скважин с глубины 300 – 500 м, водоснабжение пресной водой из реки Волги, находящейся в 60 км.

1.2 История открытия месторождения

Бешкульское нефтяное месторождение открыто в 1963 году разведочной скважиной № 2 Бешкульской, в которой был получен промышленный приток нефти из песчаников байосского яруса средней юры [1].

В пробную эксплуатацию введено в 1983 году, промышленную - в 1986 г.

Детальная разведка месторождения начата в 1959, за период 1962 - 1965 годы были пробурены разведочные скважины 2 и 17, открывшие нефтяную залежь в байосских отложениях, приуроченную к песчаникам верхней части «базальной» пачки. В конце 70-х годов на месторождении было завершено разведочное бурение, за 1983 и 1984 годы - эксплуатационное бурение. Нефтегазоносность батских отложений средней юры была доказана в 1999 году. С этого года залежь в разработке.

Запасы по байосским пластам подсчитывались неоднократно (1979, 1982, 1984, 1987, 1988, 1997), по батской залежи впервые были подсчитаны в 2000 году.

Уточнение глубинного строения рассматриваемой территории и прилегающих площадей сейсморазведкой МОВ ОГТ было возобновлено в 1990 годы.

В 2006 году по всем залежам Бешкульского месторождения с учетом комплексной переинтерпретации сейсморазедочных исследований 2D 2004-2006гг, данных ГИС и анализа разработки залежей были подсчитаны и утверждены в ГКЗ Роснедра запасы нефти и растворенного газа (протокол от 01.01.2001г).

В процессе бурения вскрыты отложения от четвертичных до пермских. Геологический разрез Бешкульского месторождения характеризуется следующими осложнениями:

– осыпи и обвалы стенок скважины в четвертичных отложениях, в отложениях неогена, мела и юры в интервале глубин от 0 до 1400 м;

– прихваты бурильного инструмента в отложениях мела и юры на глубинах от 500 до 1450 м;

– поглощения промывочной жидкости различной интенсивности при бурении отложений верхнего мела.

Продуктивными являются отложения батского яруса (нефтяная залежь в интервале глубин 1300-1320 м) и байосского яруса (нефтяные залежи I и II пластов в интервалах глубин 1371-1375 и 1377-1388 м соответственно).

Состав терригенных пород продуктивных отложений, определенный по керну и материалам ГИС, представлен мелко-  и среднезернистыми песчаниками с различным составом цемента, с прослоями глин, плотных песчаников, глинистых алевролитов. Алевритово-песчаный пласт батского яруса продуктивен в скв.  2, 17, 21, 26, 27, 28, 30, 32, в других скважинах он литологически замещается на глинистый пласт с ухудшенными коллекторскими свойствами. Основные показатели работы залежи приведены в разделе 4 данного Дополнения.

Бурение разведочных, эксплуатационных и поисковых скважин на Бешкульском месторождении осуществлялось на глинистом буровом растворе с параметрами: плотность 1180-1220 кг/мі, условная вязкость 40-65 сек, фильтрация 8-10 смі/30 мин. На этом же буровом растворе осуществлялись вскрытие и бурение продуктивных отложений.

Опробование пластов в процессе бурения осуществлялось пластоиспытателем на бурильных трубах КИИ-95 и КИИ-146 (скв. 2, 7, 8, 14, 16, 18, 21, 23, 24, 26, 31), а также приборами на кабеле ОПТ-7-10 (скв. 18). По данным ГИС и результатам испытания скважины в процессе бурения оценивалась необходимость спуска эксплуатационной колонны, которая на скв. 7, 8, 16, 31 не спускалась.

Строительство скважин осуществлялось по однотипной конструкции, включающей спуск удлиненного направления диаметром 426-324 мм на глубину до 30 м, кондуктор диаметром 219-245 мм на глубину около 500 м и эксплуатационной колонны диаметром 140-146 мм до проектной глубины. Проектные и фактические глубины разведочных скважин составляли 1550-1650 м (отложения перми и пермо-триаса). Скв. 1, 2 и 17 достигли глубин 1805 м, 1712 м, 2604 м соответственно. Эксплуатационные скважины, пробуренные в 1983-1984 гг., проектировались на глубину 1450 м (пермь).

Высота подъема цемента за кондуктором – до устья, за эксплуатационными колоннами эта величина колебалась от 0 до 1150 м от устья.

На всех пробуренных на Бешкульском месторождении скважинах проводился комплекс ГИС в соответствии с проектами строительства.

Вскрытие продуктивных отложений бурением осуществлялось долотами диаметром 190 и 215,9 мм в зависимости от диаметра спущенного кондуктора.

Вторичное вскрытие продуктивных пластов в эксплуатационной колонне осуществлялось кумулятивными перфораторами типа ПКС-80, ПКС-89, ПНКТ-89, ПКС-105 и пескоструйной перфорацией (скв. 6).

Вызов притока осуществлялся заменой бурового раствора плотностью 1180-1200 кг/мі на техническую воду с последующим снижением уровня компрессором или переходом на нефть. В отдельных случаях опробование в эксплуатационной колонне осуществлялось спуском пластоиспытателя КИИ-95 (скв. 2, 14). На скважинах, давших промышленный приток нефти, проводились гидродинамические исследования.

1.3 Стратиграфия

В районе Бешкульского месторождения максимальная глубина вскрытия осадочного комплекса пород 2604 м (скважина 17). Кристаллический фундамент в пределах месторождения не вскрыт. В геологическом строении района принимают участие отложения палеозойской, мезозойской и кайнозойских групп [1].

Ниже приводится литолого-стратиграфическое описание разреза снизу вверх.

Палеозойская группа

Пермская система (P) – присутствует в объеме нижнего отдела.

Нижнепермские (P1) отложения развиты повсеместно и присутствуют в полном объеме. Выделяются ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. В пределах месторождения вскрыты в скв. 17.

Ассельский и сакмарский ярусы (P1 аs, s) отложения состоят из известняков с прослоями аргиллитов и глинистых доломитов.

Артинский ярус (P1 аr) представляет собой монотонное переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников с прослоями карбонатных пород.

Кунгурский ярус (P1 k) сложен хемогенными и частично терригенными осадками.

Мезозойская группа

Юрская система (J) представлена двумя отделами: средним и верхним. Породы несогласно залегают на нижнепермских отложениях.

Нижний отдел (J1) отсутствуют из-за размыва.

Среднеюрский отдел (J2) – выделяется в составе байосского, батского ярусов.

Байосский ярус (J2b1) с резким стратиграфическим несогласием залегает на породах нижней перми. В нижней части разреза - песчаники серые, темно-серые, разнозернистые, кварцево-глауконитовые, плотные с прослоями глин буроватых и темно-серых, некарбонатных, песчанистых. В верхней части толщи переслаивание песчаников и глины. Толщина отложений меняется от 87 до 43  м.

Батский ярус (J2bt) представлен чередованием песчано-глинистых пород. Примесью является песчано-глинистый материал кварцевого состава. Толщина отложений от 66 до 148 м. 

Верхнеюрский  отдел (J3) выделяется в составе келловейского яруса. Толщина отложений от 15 до 108 м.

Келловейский ярус (J3k) сложен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми слабо глауконитовыми, слабо сцементированными с прослоями алевролитов.

Меловая система – (K) представлена двумя отделами: нижним и верхним.

Нижнемеловой отдел (K1) представлен неокомским надъярусом, аптским и альбским ярусами.

Hеокомский надъярус (K1nc) сложен песчаниками серыми, разнозернистыми, полимиктовыми с прослоями глин. Глины темно-серые, слюдистые с оскольчатым изломом и налетом тонкого песка и алевролита. Толщина отложений меняется от 22 до 102  м.

Аптский ярус (K1a) сложен в нижней части песчаниками крупнозернистыми с включениями гравийных зерен и гальки. Глины темно-серые с тонкими прослоями алевролитов. Толщина пород составляет от 41 до 117 м.

Альбский ярус (K1al) подразделяется на три подъяруса: нижнеальбский, среднеальбский и верхнеальбский.

Нижнеальбский подъярус сложен пачкой переслаивающихся зеленовато-серых и серых, мелкозернистых, местами глинистых, слюдистых песчаников, песков и алевролитов, участками известковистых с прослоями темно-серых алевритистых глин. Толщина от 98 до 174 м.

Средне-и верхнеальбский подъярусы сложены глинами темно-серыми почти черными, слюдистыми, некарбонатными, местами чередующимися с темно-серыми песчаниками и алевролитами. Толщина от 144 до 163 м.

Верхнемеловой отдел (K2) сложен известняками белыми мелоподобными с прослоями мергеля и светло-серой глиной.

Сантонский ярус (K2 st) представлен известняками пелитоморфными с прослоями зеленовато-серых глин. В основании залегают мергели и темно-серые плотные мергелистые глины. Толщина 12-5 м.

Кампанский ярус (K2 km) представлен двумя подъярусами: нижний сложен серыми глинистыми пелитоморфными известняками с прослоями мергелей, верхний - темно-серыми, сильно известковистыми, алевритистыми глинами с прослоями мергелей и известняков. Толщина 46-70 м.

Маастрихтский ярус (K2 m) сложен серыми и белыми известняками с прослоями зеленовато-серых мергелей. Толщина 57-116 м.

Кайнозойская группа

Представлена неогеновой и четвертичной системами. Толщина 619-661 м.

Неогеновая система N представлена только отложениями плиоценового отдела в составе акчагыльского и апшеронского ярусов.

Акчагыльский (N2 al) ярус залегает с резким стратиграфическим несогласием  на породах верхнего мела. Глины зеленовато-серые, серые неравномерно карбонатные с примазками песка тонкозернистого, глина местами песчанистая.

Апшеронский (N2 aр) ярус представлен чередованием песков и глин. Глины серые, зеленовато-серые, известковистые. Песок серый, тонкозернистый.

Четвертичная система (Q) представлена переслаиванием песков, глин и суглинков.

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении Бешкульское месторождение приурочено к юго-западной части Прикаспийской впадины и расположено на южном склоне Астраханского свода севернее зоны сочленения Русской и Скифско-Туранской эпигерцинской платформ. Бешкульская антиклинальная складка находится над Джакуевским блоком Каракульского нижнепермского вала и входит в Южно–Астраханскую группу поднятий [1].

Месторождение приурочено к сводовой части сейсмического поднятия, выявленного в мезозойском комплексе пород. Поднятие представляет собой брахиантиклиналь близширотного простирания. Размеры сейсмического поднятия 10,5 х 5 км. Структурные планы разновозрастных отложений в основном совпадают, наблюдается лишь выполаживание структуры снизу вверх.

По сейсмическим данным принципиально сложным оказалось строение площади за счет дизъюнктивных нарушений в западной и северной части Бешкульской антиклинальной складки и ее структурного продолжения вдоль протяженного широтного сброса, экранирующего залежи в их северных частях. Амплитуда разрывных нарушений по сейсмическим данным до 10 м. Сброс, контролирующий с севера залежи месторождения, имеет амплитуду до 5 м. Экранирование залежей обеспечивается за счет глинизации юрской части разреза в опущенном блоке (скв.6).

Скважина 73- Бешкульская, в соответствии со структурными построениями по данным сейсмических исследований МОВ ОГТ-2Д, находится на восточном продожении Бешкульской протяженной присбросовой складки. Данные НВП, выполненные на участке пробуренной скважины 73, показывают, что выделенная по результатам наземной сейсморазведки нарушенная зона, представляет собой систему нарушений. Подтвержден широтный сброс, ограничивающий залежи с севера и установлен поперечный сброс, отделивший восточный приподнятый участок месторождения от его западной разведанной основной части. Поперечный сброс предопределил в ряде случаев различие свойств коллектора и пластовых флюидов залежей по разные стороны от разрыва.

Нефтяные залежи батского и байосского ярусов приурочены к своду брахиантиклинальной складки и являются по типу залежей сводовыми пластовыми, ловушка структурного типа, тектонически ограниченная в северной части.

По батскому продуктивному пласту наиболее высокое положение на структуре в пределах контура нефтеносности занимает скважина 23 (абс. отметка минус 1315,4м), наиболее низкое положение на структуре имеет скважина 31 (абс. отметка минус 1321,9м).

По I байосскому продуктивному пласту наиболее высокое положение на структуре в пределах контура нефтеносности занимает скважина 73 (абс. отметка минус 1382,3 м), наиболее низкое положение на структуре имеет скважина 31 (абс. отметка минус 1391,9 м).

В пределах контура нефтеносности II байосского продуктивного пласта кровля его залегает на абс. отметках от минус 1390,8 м до минус 1390,9 м.

1.5 Нефтегазоводоносность

Бешкульское нефтяное месторождение в нефтегазоносном отношении относится к Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции [1].

Нефтеносность разреза осадочного чехла рассматриваемой территории установлена в узком стратиграфическом диапазоне, в среднеюрских отложениях батского и байосского ярусов.

Промышленная нефтеносность байосских отложений Бешкульского месторождения установлена в 1963 году по результатам бурения и опробования скважин 2 и 17. В 1999 году возвратным фондом скважин была подтверждена промышленная нефтеносность залежи батского яруса.

В разведочной скв.73, пробуренной в 2011 году, нефтеносность батских отложений подтверждена опробованием в процессе бурения, байосских - как в процессе бурения, так и опробованием в колонне.

В подсчете 2006 года запасы были подсчитаны по четырем нефтяным залежам и утверждены в 2009 году ГКЗ Роснедра (протокол от 01.01.2001г). В каждой из выявленных залежей были установлены самостоятельные ВНК, принятые для двух батских залежей - на абс. отм. минус 1320,5 м и 1324,0 м, для байосских залежей - на абс. отм. минус 1394 м (I пласт) и 1400,8 м (II пласт).

По основной залежи ВНК определен по данным ГИС в 10 скважинах и принят, как средняя величина на абс. отм. минус 1320,5 м, по залежи в районе скважин 2 и 32 по данным ГИС в 2 скважинах - на абс. отметке минус 1324 м.

Батские отложения в скв. 73 были опробованы испытателем пластов в процессе бурения, из интервала 1307-1318 (-1318,5-1329,5) м получен приток жидкости,  дебит нефти составил 27,5 м3/сут, воды 0,3 м3/сут.

По результатам интерпретации ГИС  батский пласт нефтенасыщен только в кровельной части в интервале 1311,0-1311,8 (-1322,5-1323,3) м (спБК = 1,17 Омм), а в подошвенной части интервала 1311,8-1312,4 (-1323,3-1323,9) м водонасыщен, что по данным ГИС характеризуется снижением сопротивления до спБК = 0,8 Омм.

По данным ВСП-НВП, скв. 73 вскрыта залежь в отдельном блоке с самостоятельным водонефтяным контактом. Контакт принят на абс. отм. минус 1323,3 м, что на 2,8 м ниже, чем по основной залежи и на 0,7 м выше, чем в залежи в р-не скв. 2.

Все залежи батского яруса является неполнопластовыми, тектонически экранированными.

Поосновной части залежи I пласта байосского яруса водонефтяной контакт не изменился. Ранее был определен на  абс. отметке минус 1394 м, как средняя величина между наиболее низкой отметкой безводной нефти (абс. отм. минус 1392,4 м в скв. 2) и наивысшей отметкой кровли водонасыщенного пласта в скв. 16 (абс. отм. минус 1396 м). Кроме того, в скв.1 и 24 подошва нефтенасыщенного пласта по ГИС соответствует абс. отметке минус 1394 м.

Продуктивность I пласта байосского яруса в скв. 73 установленапо результатам опробования испытателем пластов в процессе бурения, данным интерпретации материалов ГИС и доказана опробованием в колонне. Из испытанного испытателем пластов в процессе бурения интервала 1367,5-1380,0  (-1379,0-1391,5) м получен приток нефти дебитом 18,5 м3/сут. При опробовании в колонне из интервала 1370,0-1377,0 (-1381,5-1388,5) м получен приток жидкости дебитом 41,8 м3/сут (расчетная величина на момент окончания свабирования). Выделить объем полученной нефти не представляется возможным, так как скважина не фонтанировала и замеры притока проводились без сепаратора.

По данным ГИС байосский I пласт полностью нефтенасыщен в интервалах: 1370,8-1371,6 (-1382,3-1383,1) м, 1373,4-1374,6 (-1384,9-1386,1) м и 1375,4-1376,4  (-1386,9-1387,9) м.

Скважина 73 по I байосскому пласту также отделена от основной залежи сбросом. Водонефтяной контакт в скв. 73 не вскрыт. Условный подсчетный уровень (УПУ) принят по подошве последнего нефенасыщенного прослоя на абс. отм. минус 1387,9 м, что на 5,1 м выше, чем принят по основной залежи.

Залежи I пласта байосского яруса пластовые тектонически экранированные.

Поосновной части залежи II пласта байосского яруса положение ВНК не изменилось. В подсчете 2006 года ВНК определен в скв.2 по нижним отверстиям перфорации и по подошве проницаемого пласта на абс. отметке минус 1400,8 м.

Продуктивность II пласта байосского яруса в скв. 73 установленапо результатам опробования испытателем пластов в процессе бурения, данным интерпретации материалов ГИС и доказана опробованием в колонне.

Из испытанного испытателем пластов в процессе бурения интервала 1381,5-1389,0 (-1393,0-1400,5) м получен приток нефти дебитом 10 м3/сут. При опробовании в колонне из интервала 1387,5-1391,0 (-1399,0-1402,5) м получен приток жидкости дебитом 10,9 м3/сут.

По данным ГИС байосский II пласт нефтенасыщен в интервале 1388,2-1390,8 (-1399,7-1402,3) м.

Скважина 73 по II байосскому пласту отделена сбросом от основной части залежи. Водонефтяной контакт в скв. 73 не вскрыт и условный подсчетный уровень (УПУ) принят по подошве последнего нефтенасыщенного прослоя на абс. отм. минус 1402,3 м, что на 1,5 м ниже, чем принят по основной залежи.

Залежи II пласта байосского яруса пластовые, тектонически экранированные.

1.6 Краткая характеристика изучаемого разреза

Продуктивные отложения в скважине 73 Бешкульского месторождения также как и в других скважинах исследуемой площади, приурочены к подошве батского яруса и кровле нижнебайосских отложений средней юры. По результатам анализа данных выполненного комплекса ГИС, результатов ИПТ и геолого-технологических исследований можно охарактеризовать изучаемый разрез следующим образом [1].

Средне-юрские отложения в скв.73 выделяются с глубины 1263 м и по керну представлены:

- глинами темно-серыми, плотными, слабоалевритистыми;

- алевролитами светло-серыми, кварцевыми, тонкозернистыми, плотными, массивными, среднесцементированными;

- песчаниками серыми, кварцевыми, мелко и среднезернистыми, отсортированными, слабосцементированными, пористыми, с редкими включениями фауны, пирита и угля, на свежем сколе с характерным запахом УВ и с редкими выпотами УВ коричневого цвета.

В батском ярусе (1263-1366м)  выделяются коллекторы – песчаники в интервале 1311.0-1312.4м, характеризующиеся пористостью по КпГГНК = 0,27ч0,28 д. ед., глинистостью  по  ГК  Кгл =0,18 д. ед.

Анализируя значения сопротивлений в этих пластах, можно сделать следующие вывод, что интервал 1311.0-1312.4 м в кровельной своей части (1311.0-1311.8 м)  содержит нефть  (спБК = 2.3 Омм),  подошвенная  (1311.8-1312.4 м) – характеризуется снижением сопротивления до спБК = 0.9 Омм, что вероятно, связано с наличием  в пласте  воды. При испытаниях пласта  от 01.01.2001г. в интервале 1303-1314 м был получен приток Qн = 28 мі/сут  с признаками пластовой воды.

В разрезе байосского яруса (1366-1450 м)  интерес представляют два интервала песчаников - коллекторов: 1370.8-1376.4 м (1 пласт), 1388.2-1390.8 м (2 пласт).

Первый коллектор неоднороден по коллекторским свойствам и содержит глинистые прослои. Эффективная мощность коллектора слагается из  интервалов 1370.8-1371.6, 1373.4-1374.6, 1375.4-1376.4 м (Н=3.0 м), характеризуется пористостью  КпПРИН= 0,12-0.24 д. ед. при  глинистости КглГК =0.13-0.22 д. ед. и сопротивлением спБК от 1.13 до 8.56 Омм (в уплотнённом прослое), которое свидетельствует о наличии в пласте углеводородов.

Второй коллектор по своим геофизическим характеристикам нефтенасыщен (КпПРИН = 0.17-0.26 д. ед. при Кгл = 0.14ч0.20 д. ед. и спБК = 2.4ч9.5 Омм). Выводы о насыщении коллекторов подтверждаются результатами ИПТ от 20 и 23 февраля 2011г., проведённых, соответственно,  в интервалах 1367.5-1380 (Qж  = 18.5 мі/сут) и 1381.5-1389м (Qн  = 10.6 мі/сут).

Ниже глубины 1393.6 м все имеющиеся коллекторы водонасыщены, о чём свидетельствуют значения сопротивлений  в  прослоях песчаников чистых от глинистого материала меньше 1.0 Омм. 

1.7 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Свойства нефти и газа исследовались по устьевым и глубинным пробам из байосского и батского пластов в лаборатории филиала -Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» и в лаборатории Астраханской нефтеразведочной экспедиции глубокого бурения. За период с 1966 по 2011 гг было отобрано и проанализировано 14 проб нефти и 10 проб газа из 7 скважин.

Для нефти батского яруса наиболее полный анализ сделан для пробы (рекомбинированная проба) из скв. 30, для байосского яруса сделан частичный анализ для нефти из скв. 18 и полный анализ для нефти из скв.73. Анализ остальных проб нефтей и газа сводился к определению их удельного веса, компонентного и фракционного состава, вязкости и т. п.

Физико-химические свойства нефти

Нефти Бешкульского месторождения представляют собой вязкую темно-коричневую жидкость с высоким удельным весом в стандартных условиях, колеблющимся в интервале от 0,870 до 0,919 г/см3. При этом необходимо отметить, что наиболее легкие нефти приурочены к сводовой части залежи, а тяжелые к водо-нефтяному контакту.

Относительно плотности нефти в пластовых условиях для байосского яруса, то по результатам анализа пробы из скв.18, она имеет 0,840 г/см3.  Плотность нефти в пластовых условиях  для скв.73 имеет значение несколько ниже и составляет 0,832 г/см3.

Геохимический анализ нефти батского яруса из скв.30 на молекулярном уровне показал низкое содержание в ней УВ до состава С12. Это указывает на отсутствие в ней бензиновой фракции, объясняющее высокую плотность нефтей Бешкульского месторождения.

Обладая высоким удельным весом, тем не менее, все нефти имеют температуру застывания ниже минус 20оС. По этим  данным нефти Бешкульского месторождения относятся к подклассу малопарафиновых. Этот же факт (приверженности нефтей к данному подклассу) подтверждается низким содержанием парафина в нефтях, колеблющимся в интервале от 0,8 до 3,0 % масс.

Температура начала кипения нефти байосского яруса колеблется в достаточно широком диапазоне значений от 50 до 105 оС. При этом выход фракций УВ, выкипающих в интервале нк.- 300 оС, имеет небольшой разброс значений, лежащих в диапазоне от 43 до 49 %. Исключением является нефть из скважины 18, имеющей самую низкую начальную температуру кипения (50 оС) и самый высокий выход фракции нк.- 300 оС на уровне 60 %.

Температура начала кипения нефти из батского яруса составляет 88 оС, и находится в том же диапазоне температур, что и нефти байосского яруса.

Содержание серы в нефтях по результатам ранних анализов изменяется в достаточно широком диапазоне величин от 0,24 до 2,0 % масс., при среднем значении для всего месторождения равным 0,97 % масс. Анализы последних лет показывают стабильное содержание серы на уровне 1,5- 1,8 % масс.

По содержанию смол, максимальное количество которых составило 5,6 % масс, нефти из всех ярусов можно отнести к подклассу малосмолистых.

О газовом факторе в нефтях данного месторождения можно судить по результатам анализа одной пробы (однократное разгазирование) нефти из байосского пласта (пласт II) скв.18, в составе содержащей 33 м3/т, из скв.73- 30,5 м3/т и для батского яруса по дифференциальному разгазирования одной пробы из скв. 30, - 55,7 м3/т.

Значение газового фактора для байосского яруса (I и II пласты), полученное по лабораторным исследованиям, несколько отличается от промысловых данных (диапазон изменения за последние годы от 22 до 46 м3/т), но, тем не менее, лежит в интервале данных  величин, что дает основание принять его за основу.

Сравнительный анализ значений газового фактора для батского яруса, полученных в результате лабораторных исследований, с промысловыми данными (диапазон изменения от 20 до 48 м3/т) показывает некоторое расхождение между ними в сторону низких промысловых значений. Между тем динамика повышения значений газового фактора по промысловым данным дает основание  принять результаты лабораторных исследований газосодержания в нефтях (55,7 т/м3) в качестве подсчётного параметра.

Значения вязкости пластовой нефти для байосского яруса приняты по анализу нефти из скв.18 и скв.73, соответственно соответствующие 4,8 МПа*с и 4,7 МПа*с.

Плотность нефти в стандартных условиях для байосского яруса принята равной 876 кг/м3, по результатам анализа 5 проб нефти с началом кипения до 100 С и по скв.73 на уровне 0,870 г/см3.

Для подсчета запасов объемные коэффициенты принимается по результатам анализов глубинных проб нефти из скв.18 (1,07) и скв.73 (1,08 ).

Для батского яруса принимаются следующие значения: плотность нефти при стандартных условиях - 0,880 г/см3, объемный коэффициент - 1,117.

Физико-химические свойства растворенного газа

Байосский I пласт. Характеристика газа для данного пласта дана по результатам анализа 6 проб газа, отобранных из 6 скважин.

Общее содержание УВ газов в газовой среде данного пласта составляет в среднем около 97,16 %. Значение абсолютной плотности газа составляет от 0,766 до 0,795 кг/м3, а относительной плотности по воздуху – 0,592 - 0,607.

Байосский II пласт. Характеристика газа для данного пласта установлена по результатам анализа 3 проб газа, отобранных из 3 скважин.

Значение абсолютной плотности газа составляет 0,831 кг/м3, а относительной плотности по воздуху - 0,690.

Батский ярус. Характеристика газа для данного пласта установлена по результатам анализа 1 глубинной пробы, отобранной из скважины 30.

Значение абсолютной плотности газа составляет 0,695 кг/м3, а относительной плотности по воздуху - 0,577.

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Объемный метод подсчета запасов нети 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 батского пласта Бешкульского месторождения, представлена в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа батского пласта Бешкульского месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт батский
Категория запасов	В
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	1317
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	3,44
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,236
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,659
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,895
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,880
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,243
Газовый фактор, м3/т	g	55,7
Накопленная добыча нефти из батского пласта, тыс. т. на 01.01.2016г.	116

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 =1317,0·3,44·0,24·0,659·0,880·0,895=554,94 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 554,94 · 0,243= 134,85 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 2006 года по 2016 год.

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =116,00 тыс. т

Qост. бал. = 554,94 - 116,0= 438,94 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 134,85 - 116,0=18,85 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 554,94 · 55,70·=30910,16 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 134,85·55,70= 7511,15 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =116,00·55,70= 6461,20 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 438,94 · 55,70 = 24448,96 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 18,85 · 55,70 = 1049,95 тыс. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
554,94	134,85	438,94	18,85	30910,16	7511,15	24448,96	1049,95

1.8 Выводы

В административном отношении Бешкульское месторождение расположено в Наримановском районе Астраханской области, в 53 км к западу от г. Астрахани.

Бешкульское нефтяное месторождение открыто в 1963 году разведочной скважиной № 2 Бешкульской, в которой был получен промышленный приток нефти из песчаников байосского яруса средней юры.

В пробную эксплуатацию введено в 1983 году, промышленную - в 1986 г.

В районе Бешкульского месторождения максимальная глубина вскрытия осадочного комплекса пород 2604 м (скважина 17). Кристаллический фундамент в пределах месторождения не вскрыт. В геологическом строении района принимают участие отложения палеозойской, мезозойской и кайнозойских групп.

В тектоническом отношении Бешкульское месторождение приурочено к юго-западной части Прикаспийской впадины и расположено на южном склоне Астраханского свода севернее зоны сочленения Русской и Скифско-Туранской эпигерцинской платформ. Бешкульская антиклинальная складка находится над Джакуевским блоком Каракульского нижнепермского вала и входит в Южно–Астраханскую группу поднятий.

Нефтеносность разреза осадочного чехла рассматриваемой территории установлена в узком стратиграфическом диапазоне, в среднеюрских отложениях батского и байосского ярусов.

В работе представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2016 г. по батскому пласту. Остаточные извлекаемые запасы нефти составили 18,85 тыс. т., газа –1,05 млн. м3.