Объектом изучения данной дипломной работы является Южно-Орловское месторождение, расположенное в пределах восточного борта Сокской седловины, вблизи границы северо-западного борта Бузулукской впадины. Это месторождение интересно в связи с перспективами дальнейшего освоения юго-западного купола, который был выявлен по результатам сейсморазведочных работ МОГТ-2Д, проведенных на Южно-Орловском месторождении в 2000-2001 годах. Целью является выявление новых залежей в неизученной бурением юго-западной части месторождения.

Материал по Южно-Орловскому месторождению был собран в НГДУ «Сергиевскнефть» ОАО «Самаранефтегаз», где в период с 1 июня по 15 августа проходил вторую производственную практику на участке №12 в качестве оператора по добычи нефти и газа.

В административном отношении Южно-Орловское месторождение расположено на территории Сергиевского административного района Самарской области, в 70 км к северо-востоку от областного центра г. Самара. Районный центр г. Сергиевск находится в 27 км к северо-востоку от месторождения (приложение №1).

Район месторождения населен довольно густо. Ближайшие населенные пункты Елшанка, Чекалино, Верхне-Орлянка, Большая Раковка связаны с районным и областным центрами дорогами с твердым покрытием. Магистральная шоссейная дорога Самара - Уфа проходит вблизи месторождения, а в 27 км к востоку от шоссейной дороги проходит железная дорога Кротовка - Сургут с ближайшей ж.д. станцией Кабановка.

В орогидрографическом отношении район месторождения приурочен к водоразделу рек Сока и Большого Кинеля в их среднем течении. Этот водораздел представляет собой платообразную возвышенность, вытянутую в северо-восточном направлении и расчлененную системой мелких речек и оврагов на ряд отдельных холмов, носящих название Сокольих Гор. Максимальные абсолютные отметки достигают 240 м, а минимальные у долины р. Сок около 50 м.

Во время половодья р. Сок затопляет участки шириной до 4 км. В пойме реки имеется множество озер, наибольшие из них Морец и Лебяжье.

Слева в р. Сок впадают реки Орлянка, Черновка, Тростянка.

Район Южно- Орловского месторождения расположен в лесостепной зоне и характеризуется континентальным климатом: довольно жарким летом и холодной снежной зимой. По многолетним наблюдениям метеорологической станции Серноводск, абсолютный годовой минимум температуры воздуха в январе достигал минус 480, а в июле температура повышается до 380, среднегодовая температура воздуха минус 3,4 0.

Хочу выразить благодарность за предоставление материала начальнику отдела по контролю за разработкой Поливанову Сергею Анатольевичу.

1. История геолого-геофизического изучения Южно-Орловского месторождения

Геологическое строение месторождения в 1965-1966 г. г. было изучено по материалам сейсморазведочных работ.

В 1966 -1967 г. г. по результатам структурного бурения было выявлено Южно-Орловское поднятие и подготовлено к глубокому разведочному бурению по отложениям нижней и верхней перми.

В октябре 1967 г. в своде поднятия была пробурена скважина № 10, ставшая первооткрывательницей нефти пласта ДII на Южно-Орловском месторождении. В 1970 г. в скважине № 14 в результате испытания пласта был также получен промышленный приток нефти.

В результате глубокого разведочного бурения, проводившегося с 1967 по 1971 г., открыты промышленные залежи нефти в отложениях пашийского горизонта (ДII, ДI, ДII).

В 1971г. по результатам бурения 6 глубоких скважин разведка Южно-Орловского месторождения была закончена.

В 1974 г. месторождение было введено в промышленную эксплуатацию фондом разведочных скважин, а в 1975 г. начато эксплуатационное бурение. Всего на месторождении пробурено тринадцать скважин (6 разведочных и 7 эксплуатационных).

По результатам сейсморазведочных работ МОГТ-2Д, проведенных на Южно-Орловском месторождении в 2000-2001 г.г. уточнено тектоническое строение. Уточнена толщина терригенных отложений девона, которая по данным сейсмики составляет 300м.

На 01.01.2004г. действующий добывающий фонд на месторождении составил четыре скважины. Накопленная добыча нефти составила 2427,4 тыс.т.

Первоначальная оценка запасов нефти и растворенного газа по Южно-Орловскому месторождению производилась в оперативном порядке по мере открытия залежей - в 1968 году (пласт ДII) и в 1970 году (пласты ДI и ДII).

В 1981г. тематической партией геологоразведочной конторы объединения «Куйбышевнефть» были подсчитаны запасы нефти продуктивных пластов ДII, ДI и ДII и утверждены ГКЗ СССР (протокол № 8712 от 13.02.1981 г.).

В 1988г. утвержденные запасы нефти по пластам ДII и ДI были выработаны.

В оперативном порядке запасы нефти уточнялись в 1988, 1991, 1993, 1996, 2000 г.г. и утверждались ЦКЗ РФ.

Несоответствие утвержденных ранее запасов с количеством добытой нефти и проведенные в 2000 году сейсморазведочные работы послужили основанием пересчета запасов нефти.

В 2002 г. институтом СамараНИПИнефть был выполнен подсчет запасов нефти и растворенного газа объемным методом. Подсчитанные запасы были утверждены ГКЗ РФ (протокол № 8888 от 14.11.2003 г).

2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении Южно-Орловского месторождения принимают участие осадочные породы палеозойского и кайнозойского возрастов, залегающие на докембрийском кристаллическом основании.

Максимальная вскрытая толщина отложений составляет 2730м (скв.11)

Расчленение разреза произведено по данным обработки промыслово-геофизических материалов и ограниченного объема керна, отобранного при бурении глубоких разведочных и структурных скважин.

Описание разреза дается снизу вверх (приложение №2).

Архейская акротема.

Породы кристаллического фундамента представлены биотито-пироксеновыми гнейсами темно-серого цвета. Максимальная вскрытая толщина составляет 31м.

Девонская система.

Средний отдел.

Живетский ярус.

Старооскольский надгоризонт.

Воробьевский горизонт.

Представлен алевролитами темно-серыми, серыми, слюдистыми, с прослоями глин и темно-серых известняков скрытокристаллических, участками глинистых; песчаниками светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, пористыми, средней крепости.

Ардатовский горизонт.

Представлен алевролитами темно-серыми, серыми, слюдистыми, с прослоями глин и темно-серых известняков скрытокристаллических, участками глинистых; песчаниками светло-серыми кварцевыми, мелкозернистыми, пористыми, средней крепости. Выделяются проницаемые пласты ДIV и ДIII.

Муллинский горизонт.

Сложен алевролитами темно-серыми с коричневатым оттенком, плотными и глинами зеленовато-серыми, темно-серыми, плотными. Толщина старооскольского надгоризонта от 98 до 124м.

Верхний отдел.

Франский ярус.

Нижний подъярус.

Пашийский горизонт.

В пашийском горизонте выделяются продуктивные пласты ДII, ДI и ДII и глинисто-алевролитовые пачки, разделяющие их.

Песчаники, слагающие пласты, светло-серые, буровато-коричневые, темно-бурые, слабоглинистые, кварцевые, тонкозернистые. При опробовании получен промышленный приток нефти.

Алевролиты светло-серые, серые, темно-серые, слюдистые, плотные, местами глинистые до сильно глинистых. Мощность горизонта 55-60м.

Глины серые, зеленовато-серые.

Тиманский горизонт.

Представлен глинами серыми, зеленовато-серыми; алевролитами зеленовато-серыми, глинистыми до перехода в алевритистую глину и прослоями известняков темно-серых с коричневым оттенком, плотных, крепких с редкими отпечатками брахиопод. Толщина горизонта от 94 до 138м.

Средний подъярус

Саргаевский горизонт.

Представлен известняками, переслаивающимися с глинами и мергелями. Толщина горизонта 22-26м.

Семилукский горизонт.

Сложен, в основном, известняками органогенно-обломочными, окремнелыми, битуминозными. Толщина горизонта 20-23м.

Верхний подъярус.

Евлановский и ливенский нерасчлененные горизонты.

Залегают на размытой поверхности. Представлены известняками органогенно-обломочными, местами слабо доломитизированными, серыми, темно-серыми, мелкокристаллическими, плотными, крепкими, трещиноватыми. Толщина подъяруса 94-100м.

Фаменский ярус.

Нижний подъярус.

Задонский и елецкий нерасчлененные горизонты.

Сложены известняками с прослоями доломитов.

Средний подъярус.

Данковский и лебедянский нерсачлененные горизонты.

Представлены известняками и доломитами с прослоями ангидритов.

Толщина яруса составляет 41-43м.

Каменноугольная система.

Нижний отдел.

Турнейский ярус.

Ханинский надгоризонт.

Гумеровский горизонт.

Залегает на размытой поверхности.Сложен известняками органогенно-обломочными.

Малевский горизонт.

Литологически в состав горизонта входят известняки органогенно-обломочные, органогенные, местами доломитизированные и окремнелые; доломиты, мергели плотные, крепкие и глины.

Упинский горизонт.

Представлен известняками органогенными и органогенно-обломочными, местами доломитизированными и окремнелыми.

Шуриновский надгоризонт.

Черепетский горизонт.

Сложен известняками преимущественно органогенно-обломочными и органогенными.

Кизеловский горизонт.

Представлен известняками органогенно-обломочными с прослоями доломитизированных разностей и углистой массы.

Толщина яруса 100-104м.

Визейский ярус.

Нижний подъярус.

Кожимский надгоризонт.

Косьвинский горизонт.

Отложения горизонта представлены глинами и аргиллитами плотными, местами известковистыми и углистыми с прослоями серых алевролитов и песчаников. Нижняя граница проводится по подошве переходной пачки известняков и глин. Толщина 200-221м.

Радаевский горизонт.

Литологически в состав горизонта входят песчаники светло-серые до белого, кварцевые, мелкозернистые, средней крепости с прослоями глины темно-серой до черной, участками углистой, алевритистой, слюдистой. Толщина 74-87м.

Бобриковский горизонт.

Представлен песчаниками светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, пористыми, средней крепости; алевролитами темно-серыми, глинистыми, плотными, крепкими и глиной темно-серой, слабо алевритистой, тонкослоистой. Толщина горизонта 58-62м.

Верхний подъярус.

Окский надгоризонт.

Тульский горизонт.

В основании горизонта лежат темно-серые известняки скрытокристаллические, плотные, крепкие, которые покрываются глиной темно-серой, слабо алевритистой, тонкослоистой, участками известковистой. Глины перекрываются известняками репер «N» микрокристаллическими, органогенно-обломочными. Встречаются доломиты серые, плотные, крепкие. Толщина 18-21м.

Алексинский горизонт.

Сложен доломитами кавернозными с включениями кальцита, ангидрита и кварца; известняками органогенными.

Михайловский горизонт.

Представлен известняками органогенными с прослоями доломитов, а в верхней части ангидритов.

Веневский горизонт.

Сложен доломитами, участками окремнелыми, с пропластками известняков и ангидритов.

Толщина надгоризонта 208-224м.

Серпуховской ярус.

Нижний подъярус.

Заборьевский надгоризонт.

Тарусский горизонт.

Литологически в состав горизонта входят доломиты глинистые, глины с редкими прослоями известняков и мергели. Толщина 31м.

Стешевский горизонт.

Сложен доломитами кристаллически-зернистыми, кавернозными с включениями ангидрита.

Верхний подъярус.

Старобешенский надгоризонт.

Протвинский горизонт.

Представлен известняками органогенными и доломитами.

Толщина яруса 160-180м.

Средний отдел.

Башкирский ярус.

Нижний подъярус.

Краснополянский горизонт.

Залегает на размытой поверхности. Сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, плотными, крепкими, светло-серыми.

Северокельтменский горизонт.

Сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, плотными, крепкими, светло-серыми.

Прикамский горизонт.

Представлен известняками органогенными, органогенно-обломочными, плотными, крепкими, светло-серыми.

Верхний подъярус.

Черемшанский горизонт.

Сложен известняками псевдооолитовыми, органогенными с включениями ангидрита.

Мелекесский горизонт.

Представлен известняками сильно доломитизированными, прослоями органогенными; доломитами плотными, крепкими, известковистыми.

Толщина яруса 52-63м.

Московский ярус.

Нижний подъярус.

Верейский горизонт.

Слагается, в основном, терригенными породами, глинами темно-серыми, слабослюдистыми, тонкослоистыми с тонкими прослоями известняков; алевролитами с прослоями песчаников. Толщина 58-63м.

Каширский горизонт.

В подошве горизонта залегают пелитоморфные и микрокристаллические доломиты. Выше залегают известняки, прослоями глинистые, органогенно-обломочные со стилолитовыми швами, с прослоями плотных мергелей. Толщина 74-83м.

Верхний подъярус

Подольский и мячковский горизонты.

Представлены чередованием известняков и доломитов, пелитоморфных, пористых с желваками кремня. Толщина 264-275м.

Верхний отдел.

Гжельский ярус.

Залегает на размытой поверхности. Представлен морским комплексом осадков: доломитами темно-желтовато-серыми, серыми, микрокристаллическими, пористыми, реже плотными, средней крепости с линзами кремня. Известняками желтовато-серыми и светло-серыми, органогенно-обломочными, загипсованными с прослоями ангидрита. Толщина 364-368м.

Пермская система.

Нижний отдел.

Ассельский ярус.

Сложен доломитами с тонкими прослоями кремней. Доломиты желтовато-серые, коричневато-серые и светло-серые, микрокристаллические, трещиноватые, неравномерно загипсованные, средней крепости и крепкие, с линзами кремня. В верхней части с фауной псевдофузулин и тритацитов. Толщина 50-62м.

Сакмарский ярус.

В основании залегает толща ангидритов толщиной до 25м., голубовато-серых, плотных, с линзами, прожилками, пропластками доломитов и гипса. Пачки ангидрита встречаются и выше по разрезу. Доломиты светло-серые и желтовато-серые, микрокристаллические, трещиноватые, сильно загипсованные. Толщина 76-93м.

Верхний отдел.

Казанский ярус.

Нижний подъярус.

Калиновская свита залегает на размытой поверхности, сложена доломитами серыми, светло-серыми, желтовато-серыми, микрокристаллическими и пелитоморфными, неравномерно загипсованными, плотными, трещиноватыми и кавернозными, с единичными маломощными прослоями известняков. Толщина 76-80м.

Верхний подъярус.

Гидрохимическая свита сложена ангидритами голубовато-серыми, плотными, массивными, крепкими с редкими слоями известняков, включениями доломита и гипса. Толщина 6-12м.

Сосновская свита представлена переслаиванием доломитов, мергелей, гипсов, реже песчаников и ангидритов. Доломиты светло-серые, участками с зеленоватым оттенком, прослоями серые плотные, крепкие, неравномерно известковые, с тонкими прожилками, пропластками гипса и ангидрита. Мергели серые и светло-серые известковые доломитовые, реже - глинистые доломитовые до перехода в глины. Гипс белый, зеленовато-серый и серый, микрокристаллический с включениями доломитового и мергелистого материала. Толщина 42-52м.

Переходная толща представлена переслаивающимися загипсованными розовато-коричневыми и зеленовато-серыми терригенными и карбонатными образованиями, с прослоями гипсов, реже - ангидритов. Преобладают мергели розовато- и лиловато-коричневые. Толщина 23-29м.

Татарский ярус.

Нижний подъярус.

Уржумский горизонт.

Сложен преимущественно алевролитами темно-коричневыми, коричневыми и желтовато-коричневыми с линзами гипса. Глинами, мергелями и доломитами. Толщина 36-73м.

Верхний подъярус.

Северодвинский горизонт.

Сложен терригенными красноцветными и в разной степени загипсованными породами, в основном, глинами коричневыми, светло-коричневыми красно-бурыми, неравномерно алевритистыми. Встречаются алевролиты в виде пропластков; мергели, гипс и редко глинистые доломиты. Толщина 105-143м.

Вятский горизонт.

Характеризуется разнообразием литологического состава. В ее сложении принимают участие глины, алевролиты, мергели, доломиты, известняки, реже - гипсы. Разнообразна и окраска пород: от коричневой и серой до розоватых и зеленоватых тонов. На долю глины приходится 40-45% состава свиты, 20-25% мергелей, 10-15% алевролитов, 5-10% известняков. Толщина до 154м.

Квартер система.

Отложения картер системы залегают на размытой поверхности, представлены желтовато и буровато-коричневым суглинком. Мощность до 39м.

Из изложенного выше видно, что строение разреза Южно-Орловского месторождения весьма сложное. В разрезе чередуются терригенные и карбонатные комплексы, имеет место в терригенных комплексах чередование пластов разных типов пород - глин, алевролитов, песчаников, отдельных пластов известняков, доломитов.

Имеются перерывы в осадконакоплении. И особо следуют отметить изменения по площади толщин всех стратонов. Это свидетельствует о сложностях тектонического развития и, следовательно, о сложностях тектонического строения Южно-Орловского месторождения.

3. Тектоническое строение

Южно-Орловская площадь в тектоническом отношении располагается в пределах Сокской седловины, разграничивающей Мелекесскую и Бузулукскую впадины (приложение №3).

Наиболее полно тектоническое строение данной территории изучено структурным бурением по отложениям нижней и верхней перми. На данной территории по отложениям перми закартирован сравнительно крупный Раковский вал, с крутым погружением северо-восточного крыла и пологим северо-западным.

По осевой линии вала (с юго-запада на северо-восток) выделяют локальные поднятия: Малгечевское, Каменское, Раковское, Селитьбенское, Южно-Орловское, Чекалинское, Керановское.

Наиболее крутое падение отложений по юго-восточному крылу отмечено близ Раковского и против Селитьбенского поднятий. Здесь на расстоянии 1-2 км швагериновые слои погружаются до 140м, угол падения составляет 6,8О. Далее на северо-восток и юго-запад от указанных поднятий юго-восточное крыло вала несколько выполаживается.

Крутое юго-восточное крыло Раковского вала на участке Раковского-Чекалинского локальных поднятий по отложениям перми осложняется соподчиненной структурной зоной, в пределах которой, в этом же направлении, выделяется Петеновское, Южно-Орловское и Орловское поднятия.

Орловская зона структур по отложениям перми имеет также ассиметричное строение - пологое северо-западное и крутое юго-восточное крылья, амплитуда погружения последнего составляет порядка 90-100м.

По глубоким горизонтам палеозоя тектоника территории изучена слабо.

По отражающим горизонтам нижнего отдела каменноугольной системы и девона сейсморазведочными работами МОВ подтверждаются основные структурные элементы, выявленные по отложениям перми структурным бурением. Наблюдается только некоторое несоответствие в плановом положении локальных поднятий, и Орловская структурная зона рисуется уже в виде самостоятельной зоны.

Имеющиеся материалы глубокого разведочного бурения в пределах локальных поднятий Раковского вала указывают, наряду со смещением, на некоторое выполаживание структур с глубиной (на примере собственно Раковского поднятия).

Тектоническое строение Южно-Орловской площади с различной степенью детальности освещается по следующим маркирующим горизонтам:

поверхности фундамента, кровле пашийского, кровле тиманского, кровле бобриковского горизонтов, кровле башкирского яруса, кровле швагериновых слоев.

- Поверхность фундамента на структурной карте (приложение №4) представлена в виде брахиантиклинальной складки северо-восточного простирания. Структура оконтуривается изогипсой минус 2500м, а ее сводовая часть - изогипсой минус 2480м. Поднятие имеет асимметричное строение. Северо-западное крыло крутое (60), юго-восточное - пологое (30). Размеры структуры 964 X 2677м, амплитуда составляет 30м.

- Кровля пашийского горизонта на структурной карте (приложение №5) представлена в виде брахиантиклинальной складки северо-восточного простирания, которая оконтуривается изогипсой минус 2340м, а ее сводовая часть - изогипсой минус 2320м. Поднятие имеет асимметричное строение - северо-западное крыло крутое (50), юго-восточное - пологое (30). Размеры структуры 1035 X 3177м, амплитуда составляет 30м.

- Кровля тиманского горизонта с учетом данных глубокого бурения и сейсморазведочных материалов МОВ по отражающему горизонту «Д» на структурной карте (приложение №6) в виде брахиантиклинальной складки северо-восточного простирания. Структура оконтуривается изогипсой минус 2230м, а ее сводовая часть - изогипсой минус 2220м. Поднятие имеет асимметричное строение - юго-восточное крыло крутое (40), а северо-западное - пологое (20). Размеры 957 X 2912 м, амплитуда составляет 20м. По данным сейсморазведки сводовая часть структуры оконтуривается изогипсой минус 2150м.

- Кровля бобриковского горизонта с учетом данных сейсморазведочных материалов МОВ по отражающему горизонту «У», которая на структурной карте (приложение №7) представлена в виде куполовидной складки. Структура оконтуривается изогипсой минус 1540м, а ее сводовая часть - изогипсой минус 1520м. Поднятие имеет асимметричное строение - северо - восточное крыло крутое (30), а юго - западное - пологое (10). Размеры 2038 X 2620 м, амплитуда составляет 20м. На юго-западе выделяется структурный нос, который оконтуривается изогипсой минус 1580м.

- Кровля башкирского яруса с учетом данных сейсморазведочных материалов МОВ по отражающему горизонту «В» представлена на структурной карте (приложение №8) в виде структурного носа, который оконтуривается изогипсой минус 1130м. По данным сейсмики в виде поднятия, которое оконтуривается изогипсой минус 1040м, размеры 1539 X 3245 м.

- Кровля швагериновых слоев ассельского яруса перми по материалам структурного и глубокого бурения на структурной карте (приложение №9) представлена в виде двухкупольной структуры. Юго-западный купол оконтуривается изогипсой минус 330м, размеры 821 X 392м. Северо-восточный купол оконтуривается изогипсой минус 330м, размеры 785 X 1535м. На юго-востоке наблюдается моноклинальное падение слоев, угол падения 30.

Породы кристаллического фундамента вскрыты разведочными скважинами 10, 11, 12, 13, 14, 17 и эксплуатационной скважиной 26.

Остальные эксплуатационные скважины 20, 21, 22, 23, 24, 25 вскрыли отложения живетского яруса среднего отдела девонской системы.

Карта поверхности фундамента отражает локальный выступ с наиболее высокими гипсометрическим положением его в районе скважин 10 и 14 на отметках соответственно минус 2473,3м и минус 2470,6м.

Наиболее значительное погружение пород фундамента фиксируется скважиной 11 на отметке минус 2561,1м на северо-западе, амплитуда выступа здесь достигает порядка 90м.

Из приведенного видно, что условия залегания пашийского горизонта несколько отличны от строения вышележащих маркирующих горизонтов.

Связывается это с развитием Волго-Сокской палеовпадины.

Увеличенные мощности отложений тиманского горизонта в северо-западном направлении усиливают погружение крыла складки в этом же направлении. Поэтому по пашийским продуктивным отложениям Южно-Орловское поднятие приобретает вид брахиантиклинали почти с симметричными крыльями.

В результате рассмотренных выше структурных карт можно сделать вывод, что наблюдается несовпадение структурных планов по различным горизонтам: ось складки перемещается; сводовая часть также перемещается по кровле бобриковского горизонта в северо-восточном направлении; в бобриковском горизонте и башкирском ярусе выделяется структурный нос, а по кровле швагеринового горизонта выделяются два локальных поднятия. В целом вверх по разрезу структура выполаживается.

По результатам сейсморазведочных работ МОГТ-2Д, проведенных на Южно-Орловском месторождении в 2000-2001 годах, по отражающему горизонту «Др», Южно-Орловское поднятие картируется в виде крупной антиклинальной складки, вытянутой в направлении с юга - запада на северо-восток и осложненное двумя куполами: северо-восточным и юго-западным. Размеры поднятия в пределах изогипсы минус 2370 м равны 10,3?1,9 км, амплитуда около 60-80м.Размеры северо-восточного купола в пределах изогипсы минус 2340м равны 3,25х1,15км, амплитуда около 30м. Размеры юго-восточного купола в пределах изогипсы минус 2340м равны 2,8х0,9км, амплитуда около 50м.

Юго-западный купол, который не охарактеризован данными глубокого бурения, по отложениям терригенного девона находится гипсометрически выше, чем северо-восточный, чем северо-восточный, на котором пробурен ряд глубоких скважин, давших нефть из отложений пашийского горизонта (пласты ДII, ДI, и ДII). Толщина терригенных отложений девона по данным сейсмики ~ 300 м

4. Нефтеносность

Южно-Орловское месторождение находится на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции в составе Средневолжской нефтегазоносной области.

Залежи нефти и газа промышленного значения на территории Самарской области приурочены к отложениям трех систем: девонской, каменноугольной и пермской; в отложениях мезозойской системы имеются лишь включения битумов и пласты горючих сланцев. На Южно - Орловском месторождении промышленные притоки нефти были получены из пластов ДII, ДI и ДII девонской системы (пашийского горизонта), которые в настоящее время находятся в разработке (приложение №10).

Ниже приводится характеристика продуктивных пластов.

Залежь нефти пласта ДII.

Пласт ДII залегает на средней глубине 2500 м в нижней части пашийского горизонта, отделяясь от пласта ДI глинистой пачкой толщиной 3 - 8 м (приложение №11).

Нефтенасыщение песчаников по керну отмечено в скважинах 13 и 25. Общая толщина пласта ДII изменяется от 33м (скважина 12) до 7,6м (скважина 24). Представлен пласт, в основном, тремя прослоями тонкозернистых, кварцевых песчаников, переслаивающихся с прослоями глин и алевролитов. Толщина песчаных прослоев по данным ГИС изменяется от 0,8м (скважины 21, 23) до 24,8м (скважина 22), толщина разделяющих их глинистых прослоев изменяется от 8,6м (скважина 23) до 0,4м (скважины 25, 20).

Нефтенасыщенность пласта ДII по материалам ГИС отмечается в скважинах 10, 13, 14, 20, 21, 22, 23, 24 и 25. ВНК отбивается на абсолютных отметках минус 2362,9 м (скважина 13); минус 2364,6м (скважина 25). Нефтенасыщение по данным ГИС отмечается до абсолютной отметке минус 2362,5м (скважина 21), в скважине 22 раздел нефть-вода находится в интервале абсолютных отметок минус 2361,6- минус 2363,2 м, а в скважине 23 минус 2362,8- минус 2363,4 м. Промышленные притоки нефти были получены в скважинах: 10, 14, 21, 22 и 25 при опробовании интервалов минус 2343,7- минус 2348,7 м; 2351,6-2356,6 м; 2351,7-2356,7 м; 2336,4-2354,4 м; 2351-2357 м, соответственно. Дебиты нефти составили от 20,2 т/сут. до 63 т/сут. на 6 мм штуцерах.

Учитывая результаты опробования скважины 13 и приведенные данные ГИС по скважинам 13, 25, 21, 22 и 23, ВНК по залежи северо-восточного купола был принят на абсолютной отметке минус 2363м.

По юго-западному куполу граница залежи принята также на абсолютной отметке минус 2363м.

Рассматриваемые залежи по типу относятся к пластовым, с незначительными по площади нефтяными зонами. Размеры залежи северо-восточного купола 3,3?1,3 км, юго-западного - 1,4?0,55 км, высота 26,2 м и 20,0 м, соответственно.

Коэффициент песчанистости равен 0,74, расчленённости-2,6.

Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования 8 глубинных и 8 поверхностных проб из скважин №10,14, 21,22.

По результатам исследований этих проб и расчётов, приняты параметры нефти и газа пласта. Плотность пластовой нефти - 844,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (600С) - 6,21 МПа, газосодержание - 30,5 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 6,14 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 892,0 кг/м3, газовый фактор - 26,23м3/т, объёмный коэффициент - 1,088.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазирование в рабочих условиях: сероводорода - нет, углекислого газа - 0,65%, азота - 13,09%, гелия - 0,066%, метана - 50,83%, этана - 13,86%, пропана - 14,18%, высших углеводородов (пропан + высшие) - 21,51%. Относительная плотность газа по воздуху - 0,942, а теплотворная способность - 46798 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,36%), смолистая (11,25%), парафиновая (3,25%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С - 41,0%.

Пласт ДII эксплуатируется скважинами 10, 21, 22, 25.

Залежь нефти пласта ДI.

Пласт ДI залегает на средней глубине 2485м в верхней части пашийского горизонта, отделяясь от пласта ДII глинистой пачкой толщиной от 0,8 до 6,8 м. Общая толщина пласта ДI изменяется от 13,8м (скважина 11) до 0,8м (скважина 21) и состоит из 1 - 2 реже 3 проницаемых прослоев (приложение №12). Толщина разделяющих плотных прослоев изменяется от 0,4м (скважина 13) до 9,3м (скважина 20).

По данным ГИС нефтенасыщенность пласта установлена в разведочных скважинах 10, 13, 14, и эксплуатационных 20, 21, 22, 23, 24 и 26. Из нефтенасыщенной части пласта керн поднят в скважинах 14 и 22. Пласт сложен песчаниками буровато-коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, средней плотности, нефтенасыщенными с прослоями алевролитов и глин.

Пласт ДI опробован в добывающей скважине 24, где из интервала перфорации 2494-2501м (абс. отм. минус 2346,5- минус 2353,5 м) был получен фонтанный приток нефти. В скважинах 14, 20 и 23 пласт опробован и эксплуатируется совместно с пластом ДII.

Наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта по данным ГИС в скважине 13 на абс. отм. минус 2354,9м. Наиболее высокое положение водонасыщенной части пласта на абс. отметке минус 2365,9м (скважина 12).

Водонефтяной раздел принят единым с пластами ДII и ДII на отметке минус 2363м.

Рассматриваемая залежь пластового типа размером 6,25?1,5 км, высота -35,3м.

Коэффициент песчанистости равен 0,55, расчленённости-1,7.

В виду того, что пласты ДII и ДI опробованы и разрабатываются совместно, раздельного исследования пластов и отбора глубинных проб из них не проводилось. Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования 5 глубинных, трех поверхностных проб из скважин №14, 20.

По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти - 834,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (600С) - 6,15 МПа, газосодержание - 31,1 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 6,19 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 883,0 кг/м3, газовый фактор - 26,67 м3/т, объёмный коэффициент - 1,091.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода - нет, углекислого газа - 0,54%, азота - 11,12%, гелия - 0,074%, метана - 50,99%, этана - 14,84%, пропана - 15,19%, высших углеводородов (пропан + высшие) - 22,35%. Относительная плотность газа по воздуху - 0,945, а теплотворная способность - 48092 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,46%), смолистая (10,19%), парафиновая (4,12%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С - 39,0%.

На 01. 01. 2003г. пласт ДI эксплуатируется скважинами 20, 23 - совместно с пластом ДII и скважиной 14 до 1998г. - совместно с пластами ДII и ДII.

Залежь нефти пласта ДII

Пласт ДII залегает на средней глубине 2475м в кровельной части пашийского горизонта и хорошо контролируется репером «кинжал», который залегает в

основании тиманского горизонта (приложение №13).
Нефтенасыщенность пласта ДII по данным ГИС установлена в разведочных скважинах 10, 13, 14 и эксплуатационных - 20, 21, 23, 25. Нефтенасыщенным керном пласт представлен только в разведочной скважине 14.

Пласт ДII развит не повсеместно; в скважинах 11, 12, 17, 22 и 24 он замещается глинистыми породами, вследствие чего коллектор развит в виде полулинзы. Сложен пласт песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, средней крепости, не слоистыми. Общая толщина пласта, состоящего, в основном, из одного прослоя песчаника, составляет от 3,6м (скважины 10, 20, 25) до 1,0м (скважина 13).

Опробование пласта ДII в скважинах 14, 20 и 23 произведено совместно с пластом ДI. Из пластов были получены фонтанные притоки нефти.

Водонефтяной контакт пласта ДII ни по данным опробования, ни по данным ГИС не подсечен.

По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта в скважине 25 на абсолютной отметке минус 2331,4 м, наиболее высокое положение водонасыщенной части - в скважине 26 на абсолютной отметке минус 2372,4м.

Контур нефтеносности по залежи пласта ДII принимается единый с пластами ДII и ДI на абсолютной отметке минус 2363м.

Залежь пластово-литологического типа, размером 7,7?1,3 км, с незначительной водонефтяной зоной, высота залежи 47,3м.

Коэффициент песчанистости равен 0,95, а расчленённости - 1,1.

Как видно из приведенных данных, нефти месторождения относятся к тяжелым с плотностью 0,892 г/см3(пласт ДII) и к среднему типу с плотностью 0,883 г/см3(пласты ДII, ДI), высоковязкие, вязкость изменяется от 39,9 мПас до 50,34 мПас, газовый фактор изменяется от 26,23 до 26,67 м3/т.

Страницы: 1, 2