Месторождение Z находится в Кошкинском районе Самарской области.
Ближайшие населенные пункты: с. Кошки, Средняя Быковка, Николаевка, Нижняя Быковка и другие. Областной центр г. Самара располагается в 90 - 100 км к югу от месторождения.
Все населенные пункты связаны между собой дорогами с асфальтовыми покрытиями. Ближайшие автодорожные магистрали проходят примерно в 10 км севернее и южнее участка. Одна из них связывает районные центры с. Сергиевск и с. Кошки. В 20 – 25 км северо-восточнее лицензируемого участка проходит железная дорога Ульяновск–Уфа. Ближайшая железнодорожная станция Погрузная располагается в 2–3 км к северо-западу от с. Кошки.
В орогидрографическом отношении участок располагается на водоразделе рек Кандабулак и Липовка, протекающих в западном направлении и впадающих в реку Кондурчу. В центральной части водораздела абсолютные отметки рельефа достигают 180 м и более, в долинах рек они понижаются до 100 м. Участок лишён естественных лесных массивов. Непротяжённые и узкие лесополосы фиксируются в долинах речек и оврагов.
На участке широко развита сеть подземных и наземных коммуникаций, а также линий электропередач. Южнее месторождения Z пролегает нефтепровод и газопровод с нефтегазосборными пунктами (Рисунок 1).
Рисунок 1. Обзорная схема района месторождения Z
Нефтеносность месторождения связана с двумя продуктивными пластами: Б2 бобриковского горизонта и В1 турнейского яруса нижнего карбона.
Структурные построения пластов Б2 и В1 базируются на ОГ «C1tl» и ОГ «C1t» МОГТ-3Д 2020г, переинтерпретированные с учетом бурения новых скважин.
Ниже дается характеристика представленных к рассмотрению залежей.
Пласт Б2 бобриковского горизонта
Общая толщина пласта составляет 37,7 м. Проницаемая часть пласта состоит из 9 прослоев толщиной от 0,8 до 3,6 м. Эффективная толщина пласта составляет 14,8 м. Толщина нефтенасыщенной части пласта составляет 13,3 м. Подошва пласта не вскрыта (Рисунок 2).
Рисунок 2. Данные ГИС для пласта Б2 бобриковского горизонта
Продуктивный пласт Б2 в разрезе приурочен к кровельной части отложений бобриковского горизонта и представлен песчаниками и алевролитами. К продуктивному пласту приурочены одна залежь.
Нефтяная залежь пласта Б2 купола вскрыта поисковооценочной и двумя эксплуатационными, вскрывшими пласт частично.
Залежь пластовая, сводовая, по всей площади подстилаемая водой. Её размеры в пределах установленного контура нефтеносности составляют 0,85 х 0,65 км, высота – 26,6 м (Рисунок 3). Проницаемая часть пласта состоит из 9 проницаемых прослоев толщиной от 0,8 до 3,6 м. Эффективная толщина пласта составляет 14,8 м. Нефтенасыщенная толщина пласта составляет 13,3 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 7,5 м. Коэффициент расчленённости – 9 д. ед., коэффициент песчанистости 0,39 д. ед.
Нефтеносность установлена по данным ГИС, керна и подтверждена результатами испытания в эксплуатационной колонне. При испытании в эксплуатационной колонне из интервала 1597,5-1609,0 (-1461,0-1472,5) м получен приток нефти дебитом 43,9 м 3 /сут в ИПУ 736-285 м за 3ч КВУ.
Водонефтяной контакт (ВНК) вскрыт на абс. отм. -1482,2 м, принят с округлением до целых и не изменился относительно ранее утвержденного.
Рисунок 3. Структурная карта по кровле пласта Б2 бобриковского горизонта
6.2 Пласт В1 турнейского яруса
Общая толщина пласта составляет 53,8 м. Проницаемая часть пласта состоит из 11 прослоев толщиной от 0,6 до 1,8 м. Эффективная толщина пласта составляет 10,2 м. Толщина нефтенасыщенной части пласта составляет 6,2 м (Рисунок 4).
Рисунок 4. Данные ГИС для продуктивного пласта В1 турнейского яруса
Продуктивный пласт В1 в разрезе приурочен к кровельной части отложений турнейского яруса и представлен известняками. К продуктивному пласту приурочена одна залежь.
Нефтяная залежь пласта В1 купола вскрыта поисково-оценочной.
Залежь пластовая, сводовая, по всей площади подстилаемая водой. Её размеры в пределах установленного контура нефтеносности составляют 0,5 х 0,45 км, высота – 21,7 м (Рисунок 5). Проницаемая часть пласта состоит из 11 проницаемых прослоев толщиной от 0,6 до 1,8 м. Эффективная толщина пласта составляет 10,2 м. Нефтенасыщенная толщина пласта составляет 6,2 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 3,6 м. Коэффициент расчленённости – 11 д. ед., коэффициент песчанистости 0,19 д. ед.
Нефтеносность установлена по данным ГИС, керна и подтверждена результатами испытания в эксплуатационной колонне. При испытании в эксплуатационной колонне из интервала 1643,5-1656,0 (-1507,0-1519,5) м свабированием получен приток нефти дебитом 20,8 м3 /сут при уровне 500 м.
Рисунок 5. Структурная карта по кровле пласта В1 турнейского яруса
Список литературы
- Шмаков В. Д., Дрягалкина А. А. и др. Отчет «Материалы к оперативному подсчёту запасов УВ на месторождениях ООО «РИТЭК», филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть», г. Волгоград, 2019 г.
- Шмаков В. Д., Дрягалкина А. А. и др. Отчет «Оперативный подсчёт запасов углеводородов на месторождениях ООО «РИТЭК», филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть», г. Волгоград, 2019 г.
- Туголукова А.В., Смирнов М.В. и др. Отчет «Комплексные исследования керна и пластовых флюидов скважин на территории деятельности ОАО «РИТЭК»», филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть», г. Волгоград, 2019 г.
