Геологическая часть (стр. 3 )

По результатам интерпретации ГИС в пределах Северного купола в районах скв. №№ 59, 62 и 100 выделены три самостоятельные залежи нефти.

В пределах залежи в районе скв. № 000 опробования пласта не проводились. ВНК по этой залежи принят на абсолютной отметке -2272 м по скв. № 86. Размеры залежи 1,5х1,25 км, высота – 18,3 м. Залежь пласта Т22 в районе скв. № 000 относится к пластово-сводовому типу.

В районе скв. № 62 в промышленной эксплуатации находятся скв. №№ 62 и 89. При опробовании скв. № 89 из интервала перфорации (а. о. -2260,2- 2268,0 м) свабированием получен приток жидкости дебитом 124 м3/сут. Безводная нефть получена из скв. № 62 дебитом 2,8 т/сут при совместной работе пластов Т21+Т22 с абсолютных отметок минус 2253,6-2265,6 м. Размер залежи 1,65х1,1 км, высота – 11,6 м. Тип залежи пластово-сводовый с литологическими осложнениями. Раздел нефть-вода по ГИС ни в одной скважине не отбивается. Подошва нижнего нефтенасыщенного пласта отбивается на абсолютной отметке -2270 м в скв. № 91, кровля верхнего водонасыщенного пласта -2270 м – в скв. № 77. ВНК по залежи принят на абсолютной отметке -2270 м.

Район скв. № 59: в скв. №№ 56 и 57 вскрыта только кровля пласта, в скв. №№ 58, 59 и 61 по материалам ГИС можно охарактеризовать лишь маломощную часть толщи пласта. Тип залежи пластово-сводовый. Размеры 1,4х1,3 км, высота – 20 м. Водонефтяной контакт принят по скважине 4 на а. о. -2280 м.

На Южном куполе залежь пласта Т22 вскрыли скв. №№ 60, 64, 66, 93, 94, 95, 98, 102, 105, 106, 107, 110. Залежь разрабатывается с 2004 года скв. № 60 совместно с пластом Т1. По данным ГИС подошва нефтенасыщенного пласта в этой скважине отбивается на абсолютной отметке -2269,8 м, с нижнего интервала перфорации 2274,8 м свабированием получена жидкость дебитом 6,8 м3. В промышленной эксплуатации с 2005 года находятся скв. №№ 66, 94, 95. Скв. № 66 работает с начальным дебитом 65,89 т/сут, абсолютные отметки интервала перфорации минус 2263,4-2274,3 м. Скв. № 94 работает совместно с пластом Т21, абсолютные отметки интервала перфорации 2255,0-2264,5 м, пласт Т22 работал начальным дебитом 359,6 т/сут. Скв. № 95 работала до 2005 года на пласт Т3, с октября 2005 года подключили  пласты Т21 и Т22. Перфорировали интервал с абсолютными отметками -2251,3-2266,2 м. Начальный дебит пласта Т22 составил 205,38 т/сут нефти. Анализируя раздел нефть-вода по скважинам, вскрывшим пласт, отмечается следующая закономерность. В начале разработки пласта в скв. № 60 с нижних дыр перфорации на абсолютной отметке 2274,8 м получен приток нефти с водой. В 2005 году по данным ГИС в скв. № 66 отбивается ВНК на абсолютной отметке 2268,7 м. Пласт перфорирован  в интервале абсолютных отметок -2263,4-2274,3 м, начальный дебит нефти составил 65,89 т/сут, обводненность – 75 %. Скважины, пробуренные после 2005 года, вскрыли водонасыщенные пласты на абсолютных отметках -2266,7 м (скв. № 000) и -2256,1 м (скв. № 98). Залежь пласта Т22 на Южном куполе является пластово-сводовой с размерами 2,4х1,9 км и высотой 21,1 м. Условный уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус 2275 м.

Залежь нефти пласта Т3

Пласт Т3 выделяется в подошве турнейского яруса. Литологически пласт представлен пористыми карбонатными породами. Покрышкой для залежи служит пачка уплотненных глинистых карбонатов турнейского яруса толщиной до 5 м. Тип залежи массивный.

В пределах Южного купола пласт Т3 вскрыт тринадцатью скважинами. По данным глубокого бурения структура представляется в виде куполовидного поднятия с размерами 2,6х1,9 км, высотой 11,3 м. Средневзвешенные значения пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС – 12 % и 89 % соответственно. Водонефтяной контакт по ГИС прослеживается в скв. №№ 64 (-2290,3 м), 95 (-2291,2 м), 102 (-2289,3 м), 105 (-2290,2 м), 106 (-2290,2 м). В скв. № 65 кровля пласта Т3 вскрыта на абсолютной отметке -2290,8 м, по ГИС пласт в этой скважине водонасыщен. ВНК по залежи принят на а. о. -2291,2 м. В промышленной эксплуатации находятся скв. №, 95, 98, 102, 105, 106. При опробовании пласта (скв. № 95) в колонне из интервала перфорации 2516,0-2521,0 м (а. о. -2276,1- 2581,1 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 39 м3/сут. Скв. №№ 95, 98, 105 и 106 работают совместно с пластами Т1 и Т2.

1.5 Свойства пластовых флюидов

Состав и физико-химические свойства нефти и газа Горного месторождения изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб нефти, отобранных из 6 скважин (охват фонда – 10 %).

Степень изученности пластовых флюидов следует признать недостаточной.

В целом, по Горному месторождению физико-химические свойства нефти и растворенного газа исследованы по 8 пробам из 8 скважин.

В период разведки месторождения отобраны глубинные и поверхностные пробы из пласта Т1 в скв. №№ 3, 4 и 13. К настоящему времени в отложениях турнейского яруса на Южном куполе отобраны две глубинные пробы: одна в скв. № 60 из пласта Т2 и одна в скв. № 95 из пласта Т3. На Северном куполе в скв. № 81 отобрана рекомбинированная проба из пласта Т1. Таким образом, учитывая многопластовость месторождения, на каждый из продуктивных пластов приходится единичное количество исследований пластовой нефти:

пласт Т1 – 1 глубинная проба (Южный купол), 2 глубинные и 1 рекомбинированная пробы (Северный купол); пласт Т2  – 1 глубинная проба (Южный купол); пласт Т3  – 1 глубинная проба (Южный купол);

Исследования кондиционных проб пластовых флюидов позволили охарактеризовать свойства нефтей турнейского яруса, вскрытого в разрезе месторождения.

Исследование свойств нефти пласта Т1 на Северном куполе проводилось по пробам, отобранным из трех скважин (№№ 3, 4, 81). По результатам исследований и расчетов в среднем по пласту получены следующие значения: давление насыщения – 5,99 МПа, газосодержание 38,4 м3/т, объемный коэффициент – 1,1083, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 4,6 мПа*с. Плотность пластовой нефти – 0,8402 г/см3, плотность сепарированной нефти – 0,8765 г/см3. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 0С составляет 17,6 мм2/с. По товарной характеристике нефть средней плотности, высокосернистая (массовое содержание серы от 2,30 до 2,75 %), смолистая (7,28-8,90 %), высокопарафинистая (5,8-7,0 %).

Исследование свойств нефти пласта Т1 на Южном куполе проводилось по пробам, отобранным из скв. № 13. По результатам исследований и расчетов в среднем по пласту получены следующие значения: давление насыщения – 6,2 МПа, газосодержание – 33,4 м3/т, объемный коэффициент – 1,0892, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 5,45 мПа*с. Плотность пластовой нефти – 0,8382 г/см3, сепарированной – 0,8695 г/см3. По содержанию серы (массовое содержание серы 2,1 %) нефть является высокосернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 0С составляет 13,7 мм2/с. По товарной характеристике нефть средней плотности, высокосернистая (массовое содержание серы 2,1 %), смолистая (8,90 %), парафинистая (5,7 %).

Исследование свойств нефти пласта Т2 проводилось по пробам, отобранным из скв. № 60 на Южном куполе. По результатам исследований и расчетов в среднем по пласту получены следующие значения: давление насыщения – 5,0 МПа, газосодержание – 37,48 м3/т, объемный коэффициент – 1,10. Динамическая вязкость пластовой нефти составляет 5,3 мПа*с. Плотность пластовой  нефти – 0,8369 г/см3, сепарированной – 0,8384 г/см3. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 0С составляет 11,66 мм2/с. По товарной характеристике нефть средней плотности, сернистая (массовое содержание серы 1,12 %), малосмолистая (7,31 %), парафинистая (4,9 %).

Исследование свойств нефти пласта Т3 проводилось по пробам, отобранным из скважины на Южном куполе (№ 95). По результатам исследований и расчетов в среднем по пласту получены следующие значения: давление насыщения – 6,59 МПа, газосодержание – 27,76 м3/т, объемный коэффициент – 1,08, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 5,1 мПа*с. Плотность пластовой нефти – 0,8375 г/см3, сепарированной – 0,8615 г/см3. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 0С составляет 10,1 мм2/с. По товарной характеристике нефть средней плотности, высокосернистая (массовое содержание серы 2,28 %), смолистая (6,18 %), парафинистая (5,5 %).

По пласту О4 в 2011 г. провело отбор и анализ глубинных проб нефти по скв. №№ 62 и 63.

Нефть Горного месторождения является парафиновой (содерж.4,7%), высокосернистой (содерж. 4,2%), высокосмолистой (содерж. 23,6%), и высоковязкой (48,5мПа*с).

1.6 Сводная геолого-физическая характеристика

Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Горного месторождения представлена в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Сводная геолого-физическая характеристика пластов Горного месторождения

Параметры	Пласты
О4	Т1	Т21	Т22	Т3
Северный	Южный	Северный	Южный	Северный	Южный	Северный	Южный	Южный
Средняя глубина залегания кровли (абс. отм.), м	-1969.8	-1962.8	-2217.5	-2211.8	-2249.4	-2256.0	-2253.7-2260.2	-2253.8	-2268.9
Тип залежи	пласт.,сводов.	массивная	массивная	пласт.,литолог.	пласт.,литолог.	массивная
Тип коллектора	карбонатный	карбонатный	карбонатный	карбонатный	карбонатный
Площадь нефтеносности, тыс. м2  (В+С1/С2)	- / 9218	- / 4482	10909 / -	5186 / -	5107 / 810	3487 / -	1457 / 2515	3609 / -	3619 / -
Средняя общая толщина, м	18.2	25.8	30.0	26.9	25.0	20.3	11.6-20.0	21.1	11.3
Средняя эфф. нефтенасыщенная толщина, м	5.6	6.2	7.8	9.8	2.1	2.6	3.4-5.3	7.8	5.3
Коэффициент пористости, доли ед.	0,16	0.16	0.10	0.12	0.09	0.13	0.09	0.13	0,12
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.	0,79	0.79	0.93	0.93	0.87	0.90	0.86	0.88	0,89
Проницаемость, 10-3 мкм2	58,6	46,9	116,7	106,2	44,6
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,919	0.600	0.927	0,862	0,628
Расчлененность, ед.	1,6	4,9	1,2	1,5	3,1
Начальная пластовая температура, оС	40,0	40,0	43,0	43,0	43,0	43,0	43,0	43,0	43,0
Начальное пластовое давление, МПа	16.4	26.2	24.8	24.8	24.7
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	48,5	4,56	5.45	5,30	5,10
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0.879	0,840	0.838	0,837	0,838
Плотность нефти в поверхностных усл., т/м3	0.934	0.886	0.875	0.876	0.866	0.859
Абсолютная отметка ВНК, м	-1988,0	-1988,0	-2245.0	-2240	-2270	-2270	-2270-2280	-2275	-2291,2
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1.06	1.054	1.081	1.098	1.088	1.088	1.088	1.088	1.063
Содержание серы в нефти, %	4.2	2.6	2.1	2.2	2.3
Содержание парафина в нефти, %	4,7	6,33	5.70	4,90	5,50
Давление насыщения нефти газом, МПа	5,96	5.99	6.20	5,00	6,59
Газовый фактор, м3/т	16,7	33.6	32.3	35,95	25,86
Содержание сероводорода, %	3.60	2.29	1.67	3.30	3.19
Вязкость воды в пластовых условиях, т/м3	1,14	1,05
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1.172	1,127
Сжимаемость, 1/МПа Ч 10-4
нефти	9,20	10,00	11,40	8,08
воды	4,25	4,40	4,40	4,37
породы	-	4,10	4,10	4,05
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,562	0,561	0,627	0,632	0,627	0,666	0,627	0,659	0,635
Коэффициент продуктивности, м3/сут/МПа	0,6	19,1	11,9	22,6

1.7 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 состояние 01 января 2016 г.

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа пласта Т1 Южного купола Горного месторождения, представлена в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и

растворенного газа пласта Т1 Южного купола Горного месторождения

Параметры	Обозначения	Пласт Т1
Категория запасов	В
Площадь нефтеносности, тыс. м2	F	3487
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	h	9,8
Коэффициент открытой пористости, д. ед.	m	0,13
Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.	β	0,9
Пересчетный коэффициент, д. ед.	θ	0,919
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	с	0,866
Коэффициент извлечения нефти, д. ед.	K	0,597
Газовый фактор, м3/т	g	35,95
Накопленная добыча нефти из пласта Т1, тыс. т. на 01.01.2016г.	1890

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 =3487,0·9,80·0,13·0,900·0,866·0,919=3181,98 тыс. т

Qизв = Qбал·К,  (1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Qизв. = 3181,98 · 0,597= 1899,64 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.. =1890,00 тыс. т

Qост. бал. = 3181,98 - 1890,0= 1291,98 тыс. т

Qост. изв = Qизв – Qдоб,  (1.4)

Qост. изв.= 1899,64 - 1890,0=9,64 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа.

Vбал = Qбал· g,  (1.5)

где g – газовый фактор

Vбал. = 3181,98 · 35,95·=114392,20 тыс. мі

Vизв = Qизв· g,  (1.6)

Vизв. = 1899,64·35,95= 68292,06 тыс. мі

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

Vдоб = Qдоб· g,  (1.7)

Vдоб. =1890,00·35,95= 67945,50 тыс. мі

Vост бал = Qост. бал· g,  (1.8)

Vост бал = 1291,98 · 35,95 = 46446,68 тыс. мі

Vост изв =  Qост. изв· g,  (1.9)

Vост изв = 9,64 · 35,95 = 346,56 тыс. 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, тыс. м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые	Баланс	Извлекаемые
3181,98	1899,64	1291,98	9,64	114392,20	68292,06	46446,68	346,56

ВЫВОДЫ

В административном отношении Горное месторождение расположено на территории Красногвардейского района Оренбургской области в 70 км к востоку от г. Бузулук, в 35 км на северо-восток от г. Сорочинск и в 165 км к северо-западу от г. Оренбург.

В разрезе месторождения выделяются два структурно-формационных этажа: архей-протерозойский кристаллический фундамент и палеозойский осадочный чехол. Так как на Горном месторождении скважины пробурены лишь до фаменского яруса, описание нижележащих толщ дается по скв. №№ 000 и 200 Родинского месторождения.

В региональном структурно-тектоническом отношении месторождение приурочено к Покровско-Сорочинской зоне поднятий, контролирующей область сочленения северо-западного борта Бузулукской впадины и юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы.

Приведены свойства нефти и газа продуктивных пластов Горного месторождения.

Рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа объемным методом пласта Т1 Южного купола Горного месторождения.