Кристальное месторождение

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Кристальное месторождение расположено в Красногвардейском районе Оренбургской области (рис.1.1).

Ближайшими крупными населенными пунктами являются города Бугуруслан и Бузулук. Кристальное месторождение удалено от них, соответственно, на 125 км к юго-востоку и 90 км к северо-востоку. В 75 - 80 км проходит железнодорожная линия Бугуруслан-Абдулино. Ближайший нефтепровод Покровка - Графское проходит от месторождения в 15 км. В непосредственной близости от месторождения находятся населенные пункты Аксютино, Воздвиженка, Красногорский, Чкаловский, Александровка, Кристалка, Ивановка, Ибряево, связанные между собой проселочными дорогами.

Обзорная карта района работ

Рис.1.1

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении район приурочен к водоразделам рек Большого и Малого Кинеля, Боровки и Тока, в области расположения одной из возвышенностей общего Сырта. Северный склон возвышенности более пологий, южный - крутой, образующий ряд террас. Склоны рассечены многочисленными притоками названных выше рек. Наиболее значительными из них являются: Кондузла, Усакла, Талла, Иртек, впадающие в р. Боровку; Кристалка, Юласка, Турганчик, впадающие в реку Ток; Умирка с многочисленными притоками, впадающая в реку Б. Кинель.

1.3 Стратиграфия

В строении осадочного чехла района исследования принимают участие бавлинские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения. На рисунке 1.2 приводится литолого-стратиграфический разрез продуктивной части отложений.

Литолого-стратиграфический разрез продуктивной части отложений

Рис.1.2

При описании  литолого-фациального  состава разреза и его особенностей были использованы данные глубокого бурения на Ивановской площади.

По литологическим особенностям и скоростной характеристике вся осадочная толща пород подразделяется на три сейсмогеологических комплекса:

нижний терригенно-карбонатный,

средний карбонатный,

верхний терригенный.

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане площадь исследования располагается в восточной части Бузулукской  впадины. По поверхности кристаллического фундамента участок Кристального месторождения приурочен к Ивановской вершине Пилюгинско-Ивановского выступа, который является погребённой структурой, не выраженной ясно в осадочном чехле. Восточнее и южнее месторождения граница выступа проводится условно по появлению рифей-вендских отложений.

По осадочному чехлу месторождение располагается в пределах северо-восточной периферии внешней бортовой зоны Муханово-Ероховского прогиба и в северо - восточной части нижнеказанского «некомпенсированного» прогиба. Муханово-Ероховский прогиб является частью Камско-Кинельской системы прогибов. Анализ структурных поверхностей бобриковского горизонта, башкирского яруса каменноугольной системы, артинского яруса пермской системы показывают, что их структурные планы в основном совпадают. Основным отличием является отсутствие чётких контуров Муханово-Ероховского прогиба. По структурным поверхностям прослеживается моноклиналь, которая осложняется зонами поднятий.

В районе Кристального месторождения отмечается региональное неравномерное погружение опорных отражающих горизонтов в юго-юго-западном направлении. На фоне этого погружения по отражающему горизонту У выделяется фрагмент Боровско-Залесовской структурной зоны, имеющей юго-восточное простирание и представленной на участке работ Кристальным поднятием.

По отражающему горизонту Т существенных различий в строении Кристального поднятия практически не наблюдается. Незначительные изменения отмечаются лишь в размерах, конфигурации и амплитудной выразительности куполов поднятия.

По отложениям нижнего карбона к северо-востоку от Кристального поднятия через обширный прогиб закартирована еще одна локальная вершина, продолжающаяся за пределами лицензионного участка. В её пределах пробурена единственная скв. № 000.

В основании Кристальной структуры (по отражающему горизонту А) залегает локальный выступ кристаллического фундамента, представленный двумя вершинами: северо-западной и безымянной.

Структурная ступень, картируемая в юго-западной части участка, по нижележащим горизонтам выражена менее рельефно.

Несколько выполаживается и само поднятие. Так по отражающим горизонтам «Д», «Даф», «А» Кристальное поднятие  представлено  только  юго-западным и восточным  ку - полами. Северный купол практически не выделяется. Наиболее четко выражен юго-западный купол, который осложнен не тремя вершинами, как по горизонтам «У» и «Т», а только двумя. Рельефнее выражена восточная вершина. Амплитуда ее порядка 20 м.

Восточный купол располагается в пределах обширного структурного носа, но амплитуда его незначительная (5-10 м).

Местоположения сводов по всем горизонтам карбона и девона сохраняются.

По верхним отражающим горизонтам Кн и Кл происходит значительное выполаживание Кристального поднятия.

1.5 Нефтегазоводоносность

Рассматриваемый продуктивный пласт Т1 в разрезе месторождения занимает верхнюю часть турнейского яруса. Вмещающими породами являются темно-желтовато-серые уплотненные известняки и светло-темно-серые доломиты. В разрезе преобладают коллектора с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

На исследуемой площади бурением пласт изучен неравномерно. Вскрытые эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются по площади от 0,8 (скв.120) до 6,8м (скв.121). По результатам проведенных геофизических исследований установлено, что пласт представляет собой чередование плотных и проницаемых пропластков малой толщины. Толщина отдельных пропластков не превышает 2 м, пористость изменяется от  7,4 до 14,2%, значение нефтенасыщенности варьируется от 88,1 до 91,6%.

Залежь Основного купола

Залежь Основного купола по типу строения массивная, ее размеры 3,3 х 5,3 км, высота залежи 12,5 м.

Пласт Т1 вскрыт шестью скважинами (№№ 000, 121, 132, 132БС, 134 1206).

Относительно последнего подсчёта запасов новая геологическая модель залежи имеет более сложное строение. Оконтуривание залежи с внешней стороны подтверждено сейсмическими исследованиями и соответствует отражающей поверхности Т. На северо-западе распространение залежи ограничено литологическим экраном, что подтверждено данными по скважине 122, где пласт представлен плотными карбонатными породами.

В обосновании уровня ВНК участвовали все скважины. Результаты опробования и эксплуатации скважин, подтвержденные геофизическими исследованиями, позволяют принять уровень ВНК на абс. отм. -1932,5 м, соответствующей нижнему отверстию интервала перфорации в скважины 132. Контакт вода-нефть остался на прежнем уровне и соответствует принятому ранее в подсчетах запасов.

Залежь Р-н скв.137

Залежь пластово-сводовая, вытянута с востока на запад, ее  размеры  составляют  1 х 2 км, высота залежи 17 м.

Залежь перекрывается сейсмическими исследованиями Ивановской площади. Это явилось основной причиной изменения контура и площади нефтеносности. Залежь вскрыта одной скважиной 137; продуктивность установлена по результатам опробования. Положение ВНК принимается как среднее положение между водой и нефтью и равняется абс. отм. -1927 м на уровне принятого ранее.

Зона весьма затруднённого водообмена начинается пористыми и трещиноватыми известняками турнейского яруса. Наиболее выдержан пласт Т1, расположенный сразу под региональной покрышкой. Другие пласты изолированы зонально-развитыми плотными карбонатами, изучены слабо. Фаменские отложения охарактеризованы по соседним территориям. Зона выделяется по пониженной водообильности и повышенной метаморфизации.

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Исследования проб нефти проводились специализированными лабораториями: ЦНИПРа НГДУ «Бугурусланнефть» и .

Изученность глубинными пробами с предыдущего подсчета осталась без изменений, исследования компонентного состава газа также остались на прежнем уровне, в связи с этим подсчетные параметры, данных исследований соответствуют утвержденным ГКЗ и числящимися на балансе.

Дополнительно отобраны четыре кондиционные поверхностные пробы из скважины 134, что позволило уточнить свойства нефти в поверхностных условиях.

Все три глубинные пробы признаны кондиционными, так как были отобраны при начальном пластовом давлении около 22 МПа, также отбор проб был произведен вблизи от изучаемого пласта на расстоянии 100-200м. Физико-химические свойства нефти и растворенного газа приведены в таблицах 1.1 – 1.4.

Таблица 1.1

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Параметр	При однократном разгазировании пластовой нефти в станд. усл.	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в раб. усл.	Пластовая нефть
выделивш. газ	нефть	выделивш. газ	нефть
Молярная концентрация компонентов, %
сероводород	-	-	4,99	0,20	1,30
двуокись углерода	-	-	0,39	-	0,09
азот+редкие	-	-	13,32	-	3,04
в т. ч. гелий	-	-	0,0211	-	0,0049
метан	-	-	42,6	0,17	9,87
этан	-	-	13,64	0,15	4,03
пропан	-	-	15,32	0,99	7,55
изобутан	-	-	1,59	1,10	1,23
норм. бутан	-	-	5,22	5,08	5,15
изопентан	-	-	1,16	2,85	2,45
норм. пентан	-	-	1,08	3,93	3,26
гексаны	-	-	0,16	2,93	2,30
гептаны	-	-	0,01	2,34	1,80
октаны	-	-	-	-	-
остаток С9+	-	-	-	64,95	50,02
Молекул. масса, г/моль	-	-	-	-	-
Плотность:
газа, кг/м3	-	-	-	-
газа относительная (по воздуху), д. ед.	-	-	1,135	-
нефти, кг/м3	-	-	-	-	-

Плотность нефтей в пластовых условиях изменяются от 0,841 г/см3 до 0,859 г/см3, среднее значение 0,850 г/см3. Вязкость пластовой нефти Кристального месторождения изменяется от 6,20 до 8,87 мПа·с, составляя в среднем 7,12 мПа·с, давление насыщения нефти газом 4,52 Мпа, пластовый газовый фактор-24,84 м3/т.

Таблица 1.2

Физико-химические свойства глубинных проб нефти при однократном разгазировании

Таблица 1.3

Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях

       Примечание: * - пробы отобраны после подсчета запасов 1988 года

Таблица 1.4

Компонентный состав газа, выделившегося при однократном и ступенчатом разгазировании

       Примечание: * - некондиционная проба

После дифференциального разгазирования плотность нефти 0,884 г/см3. Рабочий газовый фактор 25,8 м3/т (под термином «рабочий» газовый фактор принимается газовый фактор, определенный в соответствии с ОСТ-39-112-80 при дифференциальном разгазировании (ступенчатой сепарации) пластовой нефти при условиях, существующих на месторождении, до стандартных условий на последней ступени 0,1013 Мпа, температура 20оС), объемный коэффициент составляет 1,0761.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (2,81%), смолистая (16,04%), высокопарафинистая (6,5%).

Для определения состава газа приняты исследования по данным ступенчатой сепарации пробы из скважины 134 от 01.01.2001. Растворенный газ, выделившийся при стандартной сепарации, содержит метан, этан, пропан, бутаны, пентаны и гексаны. Из компонентов неуглеводородного ряда определен азот и гелий. Сероводород присутствует в промышленном объеме 4,99%. Относительная плотность газа по воздуху 1,027 г/см3.

Для турнейских вод характерным является повышение, по сравнению с бобриковскими, второй солености (S2). Она колеблется от 3 до 11% - экв, соответственно изменяются и сопутствующие параметры.

За наиболее характерные для сводового гидрохимического разреза принимаем аналитические значения пробы из скважины 132. Минерализация составляет 9197 мг-экв/л (267 г/л), Na+K - 46,17 % - экв, Mg -1,18 % - экв, Ca-2,65 % - экв. Отношение rNa/rCl составляет 0,93, метаморфизация 2,86, сульфатность около 1. Плотность колеблется от 1,165 до 1,173 г/см3, содержание брома около 200 мг/л. Пластовая температура 40о. Турнейским водам иногда свойственна и более высокая метаморфизация  (S2 до15% - экв).

Содержание брома, иода и бора в водах турнейских отложений меньше кондиционных значений. Также следует отметить, что годовая добыча подтоварной воды составляет всего 2,5 тыс. т.

1.7 Коллекторские свойства объекта

Покрышкой пласта Т1 служат  непосредственно перекрывающие его плотные аргиллиты и алевролиты елхово-радаевского и бобриковского горизонтов. Аргиллиты темно-серого цвета, плотные, тонкослоистые. Алевролиты темно-серые, плотные, глинистые.

Коллекторские свойства продуктивного пласта Т1 изучались по данным керна, промысловой геофизики и гидродинамических исследований.

В пределах Кристального месторождения с отбором керна пробурено 8 скважин: одна – параметрическая (№1), три – поисковые (№№ 000, 121, 122), четыре - разведочные (№№ 000, 132, 134, 137). Фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта Т1 изучены по 7 скважинам (№№1, 120, 121, 122, 123, 132, 134). Всего с отбором керна пройдено 937,75 м при линейном выносе 271,88 м, что составило 29% от проходки с отбором керна.

В таблице 1.5 представлен вынос керна по пластам. В целом по пласту Т1 освещенность керном низкая, с отбором керна пройдено 186 м,  вынесено керна 68,95 м, что составляет 37,1 % от проходки с отбором керна и 25,4 % от общей толщины пласта Т1.

Таблица 1.5

Вынос керна по пластам

По месторождению в целом, включая плотные пропластки, выполнено 154 определения открытой пористости, 110 определений абсолютной проницаемости.  Остаточная водонасыщенность не изучалась, поэтому дополнительно привлекался керн пластов-аналогов Ибряевского и Графского месторождений, где образцы керна исследованы на остаточную водонасыщенность. Среднее значение остаточной водонасыщенности, определенной методом центрифугирования составляет 0,168 (Кн=0.832).

Начальная нефтенасыщенность продуктивных пластов определялась по керну не определялась.

Фильтрационные характеристики эффективной части пласта изучены по керну из 2 скважин (№№ 000 и 134) основного купола. Коэффициент проницаемости анализировался по 70 образцам, нефтенасыщенная часть пласта изучена 36 образцами (табл.1.6). Пласт Т1 залежи в р-не скв.137 керном не охарактеризован.

Таблица 1.6

Результаты определения коллекторских свойств

По пласту Т1 основного купола выполнено по 105 определений пористости и проницаемости в 9 скважинах (с учетом скважины 132БС), 19 определений начальной нефтенасыщенности в 6 скважинах (с учетом скавжины 132БС). По залежи в р-не скв.137 выполнено 15 определений пористости и проницаемости, одно определение начальной нефтенасыщенности в одной скважине. Результаты интепретации ГИС приведены в таблице 1.7.

Таблица 1.7

Результаты интерпретации материалов ГИС

Скв.	Интервал залегания коллекторов	Кп, д. ед.	Кпр, мД.	Кн, д. ед.	Характер насыщения
Глубина, м	Абс. отм., м	Нэф абс, м
Кровля	Подошва	Кровля	Подошва
132	2188	2188.7	-1926.2	-1926.9	0.7	0.124	20.358	0.91	нефть
2188.7	2190.4	-1926.9	-1928.6	1.7	0.087	1.225	0.882	нефть
2192.4	2194.4	-1930.6	-1932.5	1.9	0.087	1.255	0.856	нефть
2196.3	2210	-1934.4	-1948.1	5.8	0.07	0.337		вода
132БС	2260.4	2261.0	-1925.5	-1926.0	0.5	0.093	1.843		нефть
2261.0	2262.2	-1926.0	-1926.9	0.9	0.124	7.371	0.888	нефть
2263.2	2264.6	-1927.7	-1928.8	1.1	0.116	5.409	0.860	нефть
2264.6	2265.9	-1928.8	-1929.8	1.0	0.092	1.729	0.824	нефть
2265.9	2269.2	-1929.8	-1932.3	2.5	0.104	3.105	0.843	нефть
2270.7	2306.6	-1933.4	-1960.4	15.1		вода
134	2173.4	2174.4	-1918.6	-1919.6	1.0	0.103	3	0.901	нефть
2174.8	2175.8	-1920.0	-1921.0	1.0	0.112	4.5	0.909	нефть
2176.2	2178.4	-1921.4	-1923.6	2.2	0.102	2.8	0.901	нефть
2184.2	2185	-1929.4	-1930.2	0.8	0.109	3.9		неясно
2185	2185.8	-1930.2	-1931.0	0.8	0.119	6		неясно
2186.1	2186.7	-1931.3	-1931.9	0.6	0.115	5.1		неясно
2187.3	2187.7	-1932.5	-1932.9	0.4				неясно
2188.3	2188.8	-1933.5	-1934.0	0.5				неясно
2189.3	2216	-1934.5	-1961.2	11.5		вода
137	2129.2	2130.4	-1924.0	-1925.2	1.2	0.106	5.48	0.828	нефть
2134	2155.4	-1928.8	-1950.2	13.7		вода
1206	2151.2	2151.6	-1927.3	-1927.7	0.4				нефть
2152	2152.4	-1928.1	-1928.5	0.4				нефть
2153.6	2154.4	-1929.7	-1930.5	0.8	0.107		0.884	нефть
2154.8	2155.2	-1930.9	-1931.3	0.4				нефть
2155.6	2156.2	-1931.7	-1932.3	0.6	0.138		0.909	нефть
2160.4	2183.4	-1936.5	-1959.5	12.2			вода

По скважинам основного купола проницаемость определялась по 8 исследованиям в 3-х скважинах, в скважине 137 выполнено 4 определения проницаемости.

Сопоставление коллекторских свойств, полученным по данным керна, промысловой геофизики и гидродинамических исследований приведено в таблице 1.8.

Таблица 1.8

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности

Вид исследований	Наименование	Пористость, доли ед.	Проницаемость мкм2	Начальная нефтенасыщен-ность, доли. ед.
1	2	3	4	5
Залежь в р-не скв.137
Лабора-торные (керн)	Количество скважин	не охарактеризован
Геофизи-ческие	Количество скважин	1	1	1
Количество опр.	15	15	1
Среднее значение	0.106	0.0034	0.86
Коэф. вариации, д. ед.	0,17	-	0,73
Интервал изменений	0,078-0,142	-	0,0008-0,0143
Гидродина-мические	Количество скважин	-	1	-
Количество опр.	-	4	-
Среднее значение	-	0.078	-
Коэф. вариации, д. ед.	-	1,6	-
Интервал изменений	-	0.006 - 0.263	-
Принятые значения	0.11	0.088*	0.86
Залежь основного купола
Лабора-торные (керн)	Количество скважин	2	2	-
Количество опр.	84	70	-
Среднее значение	0,097	0,0102	-
Коэф. вариации, д. ед.	-
Интервал изменений	0,028-0,166	0,00002-0,1802	-
Геофизи-ческие	Количество скважин	9	9	6
Количество опр.	105	105	16
Среднее значение	0,105	0,049	0,87
Коэф. вариации, д. ед.	0,25	1,29	0,03
Интервал изменений	0,063-0,171	0,0003-0,0354	0,824-0,916
Гидродина-мические	Количество скважин	-	3	-
Количество опр.	-	5	-
Среднее значение	-	0.104	-
Коэф. вариации, д. ед.	-	0.896	-
Интервал изменений	-	0.015 - 0.224	-
Принятые значения	0.11	0.155*	0.87

  Примечание: * - принято по обобщенной зависимости между пористостью и проницаемостью 

Для проектирования значения пористости и нефтенасыщенности приняты по данным ГИС; значения проницаемости - по обобщенной зависимости между пористостью и проницаемостью для продуктивного пласта Т1 одновозрастных отложений месторождений Оренбургской области (Ибряевское и Графское месторождения).

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным 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 1 января 2016 г. по пласту Т1, который в настоящее время является единственным объектом разработки.

Таблица 1.9

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Т1

Параметры	Обозначения	Т1
Категория запасов		АВС1
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	8531
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	4
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,11
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,86
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,93
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,884
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,349
Газовый фактор, м3/т	g	129
Накопленная добыча нефти, тыс. т. на 01.01.2016 г.	362

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 =8531·4, ·0,11·0,860·0,884·0,930=2654 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 2653,91 · 0,349= 924,9 тыс. т

Qост. бал = Qбал – Qдоб,  (1.3)

Qдоб.. =362,0 тыс. т

Qост. бал. = 2653,91 - 362,0= 2291,9 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 924,89 - 362,0=562,9 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 2653,91 · 129,00·=342,3 млн. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 924,9·129,0= 119,3 млн. мі

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =362,0·129,0 = 46,7 млн. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 2291,9 · 129,0 = 295,7 млн. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 562,9 · 129,0 = 72,6 млн. мі

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2015 года представлены в табл. 1.10.

Таблица 1.10

Запасы нефти и газа

Запасы нефти, тыс. т	Запасы газа, млн. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
2653,9	924,9	2291,9	562,9	342,3	119,3	295,7	72,6

Выводы

Кристальное месторождение расположено в Красногвардейском районе Оренбургской области.

В орогидрографическом отношении район приурочен к водоразделам рек Большого и Малого Кинеля, Боровки и Тока.

В строении осадочного чехла района исследования принимают участие бавлинские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.

В региональном тектоническом плане площадь исследования располагается в восточной части Бузулукской  впадины.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (2,81%), смолистая (16,04%), высокопарафинистая (6,5%).

Покрышкой пласта Т1 служат  непосредственно перекрывающие его плотные аргиллиты и алевролиты елхово-радаевского и бобриковского горизонтов. Аргиллиты темно-серого цвета, плотные, тонкослоистые. Алевролиты темно-серые, плотные, глинистые.

В разделе представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2016 г. по пласту Т1, который является единственным объектом разработки. Проведенная оценка показала хорошую сходимость с запасами, числящимися на балансе .