ТЕРРИТОРИАЛЬНОЕ РАСПОЛОЖЕНИЕ
Месторождение T расположено в пределах Елховского лицензионного участка, принадлежащего ООО «РИТЭК», срок окончания 30.11.2030 г.), на территории Самарской области (Рисунок 1).
Рисунок 1. Фрагмент обзорной карты района расположения месторождения
Проектируемое месторождение T расположено на восточном склоне Волго-Кондурчинского водораздела, у водоемов, в том числе реки Кондурча.
ТЕКТОНИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ
На тектонической карте региона (рисунок 2) месторождение нефти T расположено к западу от Сокской седловины, относящейся к Сокско-Шешминской структурной системе. Седловины – это важные элементы геологической структуры. Они отделяют соседствующие положительные структурные элементы от неблагоприятных. К соседним положительным структурным элементам Сокская седловина относится с юго-западной стороны к Жигулевско-Пугачевскому своду, с востока – к Южно-Татарскому своду. К неблагоприятным структурным элементам, отделенными от Сокской седловины, относятся Мелекесская впадина с севера и Бузулукская впадина с юга.
На юге предела авлакогена составляет Серноводский разлом, а на севере — Исаклинский разлом. Серноводский разлом проходит по основанию сакмарской свиты и уходит далеко внутрь.
На площади Т пробурены несколько скважин. Скважины 46 и 50 расположены по Х=130,0; 130,5 и Y=102,1; 101,5 соответственно. Скважины 50 и 46 не достигли свода структуры, пробурившись до кристаллического фундамента на глубину -2404,3 м и -2413,8 м. Скважина 50 расположена на восточной периклинали структуры, а скважина 46 находится за пределами замкнутой изогипсы.
Скважина №45 расположена в 4 км на восток от всей остальной инфраструктуры и примыкает к участку, где не велись работы по поиску углеводородов.
Уникальность месторождения Т заключается в форме его рельефа. Он наследует формы рельефа кристаллического фундамента, которая выделяет его среди всех остальных аналогичных месторождений Т. Единую структуру в осадочных отложениях образуют девонский и каменноугольный период. В целом она отражает палеозойские горизонты. Этап образования месторождения Т завязывается двумя основными моментами: 1) рельефами, возникающими в процессе геологического развития; 2) рельефами, возникающими в процессе эрозии и осаждения.
Рисунок 2. Выкопировка из обзорной карты тектонического и нефтегеологического районирования Самарской области
СВЕДЕНИЯ О НЕФТЕГАЗОНОСТНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В 1978 году с целью поиска запасов нефти начался этап углубленной разведки месторождений нефти.
Первое месторождение, ставшее основным в Удмуртии, открыло нефтяное поле в 1978 г. скважиной № 46 с дебитом 2,9 м³/сут при испытании на свободный перелив через НКТ с глубины (в пределах глубины 1554,1-1557,1 м) из пласта CI. В 1978-1981 гг. пробурены 3 поисковые – № 45, 46, 60 – и 3 разведочные скважины – № 49, 50, 51, прошедшие полный цикл геофизических исследований. Скважина 46 стала базовой, на ней зафиксированы стабильные нефтяные поступления 1620-1623 м при испытании. Работы на других скважинах дают возможность оценить ресурсный потенциал месторождения. В процессе исследования Удмуртского НГК открыто много горизонтов, что послужило основой для бурения новых скважин и значительно расширило представления о запасах углеводородов региона.
Результаты пробных разработок, проведенных в скважинах 49 и 51, подтвердили существование ресурсной зоны категории С1 с дебитом нефти 12,5 м³/сут в 49 скв. и 14,2 м³/сут в 51 скв.
По результатам бурения в слое СI бобриковского горизонта нижнего карбона открыта нефтяная залежь.
В 2010 году началась разработка месторождения Т, в рамках которой были пробурены 211, 211Г (1 этап) и 212Г (2 этап). В 2013 году в связи с увеличением объемов работ пробурили 5 скважин: 208Г, 209, 209Г, 213Г и 217Г. В 2019 году была пробурена скважина № 219Г с 3-мя стволами, благодаря которой увеличилась производительность. Заключительный этап бурения был завершен в 2023 году.
Лежащее на глубине от 1551,2 до 1648 метров месторождение Т уже сейчас во многом объясняет свою высокую нефтегазоносность бобриковскому горизонту СI, натеченному нижнекамберскими песчаниками. Песчаники с глино-алевролитными прослойками составляют пласты общей мощностью 23,4–55,0 м, среди которых выделяются верхние бобриковский и нижний бобриковский горизонты.
На Бобриковском горизонте, где расположен продуктивный слой CI, продуктивный пласт. Он представлен песчаниками с алевролитами, состоит из одной продуктивной залежи.
14 скважин были пробурены на данной залежи, включая три многоствольные горизонтальные, завершенные в 2019 году, что позволило подтвердить запасы, промышленную репрезентативность и целесообразность дальнейшей разработки пласта.
Оценка нефтеносности формации проводилась комплексно, с учетом результатов геофизических исследований, керновых и скважинных испытаний формации CI. При раскроении пробуренных горизонтальных скважин скорректированы инклинометрические данные
Нижняя граница нефтеносности отмечена в скважине 51, где заполнение пласта нефтяной фракцией сменяется на водяное. У других объектов нефтезаполненности такая четкая граница отсутствует. В скважине 46 нижняя отметка нефтеносности составляет точное значение, которое соответствует точке в скважине 49, где идет переход от водяных песчаников, находящихся выше, к нефтяным, находящимся ниже этой отметки. Переходные зональные отметки равны 0,6-2,4 м в скважинах 211, 51 и 46.
Новые скважины показали результаты, соответствующие требованиям стандартов ВНК, геоинформационные исследования предоставили подробную информацию о полезных ископаемых в заграничных недрах.
Нефтезалежь имеет сводовую форму; её запасы относятся к неполнопластовым. Верхней покрышкой является плотная глинистая порода верхней части бобриковского горизонта, а под ней – одновозрастные глинистые разности с высокой изменчивостью. В пределах нефтеносной структуры выделяются до 6 проникающих проницаемых слоев, из которых 1—2 обычно нефтенасыщенны. Контуры залежи занимают около 2,1 км на 1,5 км и высота её 13,4 м. Коэффициент песчанистости равен 0,656, расчлененность – 4. Эффективные толщины колеблются от 8,7 до 30,3 м, нефтенасыщенные слои имеют толщину от 4,2 до 10,6 м.
На данное время на расположенном на этой территории месторождении пробурено 17 скважин: 3 поисковые, 3 разведочные и 11 эксплуатационных.
ОБОСНОВАНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ И ПОДСЧЕТ НЕФТИБ ГАЗА И СОДЕРЖАЩИХСЯ В НИХ ПОПУТНЫХ ПОЛЕЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ
Методика подсчета запасов
Таким образом, расчет геологических запасов нефти месторождения Т мы производили по формуле:
где – геологические запасы нефти
– средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м;
Извлекаемые запасы нефти рассчитывались по формуле: [1, c. 70]
где – извлекаемые запасы, тыс.т.;
КИН – коэффициент извлечения нефти, доли ед.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОНИЦАЕМОСТИ
Хотя проницаемость не входит в формулу для расчета запасов, она важна для обоснования нефтеотдачи. Учитывая проницаемость пласта CI, проектируют разработку месторождений. Проницаемость пласта CI определи по анализу керна, геофизическим и гидродинамическим исследованиям скважин.
Для анализа зависимости абсолютной газопроницаемости от пористости были отобраны керновые образцы, сравнительные данные ФЭС керна центральных участков пласта CI месторождения Т (выше ВНК) и соседних месторождений Елховской группы Авралинского, Дубровского и Елховского приведены на рисунке 3 в виде точечной диаграммы.
Рисунок 3. Обобщенная зависимость между проницаемостью и пористостью насыщения Кпр=f(Кпнас) керна из нефтенасыщенной части пласта СI (Б2) месторождений Елховской группы
Таблица 1.
Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа месторождения Т
Таблица 2.
Сведения о пластах-коллекторах, их эффективных и нефтенасыщеных толщинах, коэффициентах пористости и нефтенасыщенности для пласта СI бобриковского горизонта в скважинах месторождения Т
Продолжение Таблицы 2.
Продолжение Таблицы 2.
Продолжение Таблицы 2.
СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ РАЙОНА И МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ОБОСНОВАНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ (КИН)
Объект CI (разведка и разработка месторождения Т) эксплуатируется с 2013 года. Поставка проекта на экспертизу государственным органам связана с необходимостью всестороннего анализа вопросов эксплуатации объекта, расчетов коэффициентов извлечения нефти.
Таблица 3.
Таблица сопоставления подсчётных параметров и запасов нефти и растворенного газа месторождения Т
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной работе был рассмотрен объемный метод подсчета запасов нефти и растворенного газа месторождения Т.
Актуальность темы проекта: всестороннее изучение объемного метода сметного обоснования запасов углеводородного сырья.
При подготовке исследования осуществлялись следующие основные шаги:
- Описаны геологическое и тектоническое строение месторождения Т.
- Изучена нефтенасыщенность объекта.
- Рассмотрен объемный метод подсчет запасов и проведено обоснование его параметров.
Хотя Т месторождение располагает огромными запасами нефти, однако имеет технические и экономические недостатки, которые затрудняют его эксплуатацию.
На основании геологических изысканий и определения стадий разработки запасов 3060/924 тыс. тонн составляют запасы категории А.
Список литературы
- И. С. Гутман «Методы подсчета запасов нефти и газа» изд. «Недра» 1985 г. – 78 c.
- О. М. Прищепа, Т. В. Родина, Ю. В. Нефедов «Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа» Санкт-Петербург 2019 г. – 82 с.
