Нефтеносность

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 ДI^I 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 ДI^I 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 ДI^I. 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 ДI^I 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 ДI^I 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 ДI^I и скважиной 14 до 1998г. - совместно с пластами ДI^I и ДII.

Залежь нефти пласта ДI^I

Пласт ДI^I 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 ДI^I 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 ДI^I 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 ДI^I в скважинах 14, 20 и 23 произведено совместно с пластом ДI. Из пластов были получены фонтанные притоки нефти.

Водонефтяной контакт пласта ДI^I 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 ДI^I 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 ДI^I, ДI), высоковязкие, вязкость изменяется от 39,9 мПа×с до 50,34 мПа×с, газовый фактор изменяется от 26,23 до 26,67 м³/т.

По товарной характеристике нефти высокосернистые (массовое содержание серы 2,36 % - 2,46 %), парафинистые (содержание парафина 3,25 % - 4,12 %), смолистые (содержание смол 10,19 % - 11,23 %).

В газе, выделившемся из нефтей Южно-Орловского месторождения, сероводород не обнаружен, содержание метана составляет 50,83-50,99 % моль, этана – 13,86-14,84 % моль, азота – 11,12-13,09 % моль, углекислого газа - 0,54-0,65 % моль. Удельный вес газа по воздуху – 0,942-0,945.

По состоянию на 01.01.2004г. действующий фонд добывающих скважин Южно-Орловского месторождения составляет всего 4 единицы, из них скважины №№ 10,21 эксплуатируют пласт ДII, скважины №№ 20,23 – совместно пласты ДI^I и ДI.

С открытием на территории района нефтяных месторождений получила развитие нефтедобывающая промышленность. В радиусе 10-30 км расположены такие крупные разрабатываемые месторождения, как Радаевское, Екатериновское, Козловское и др., залежи нефти в которых приурочены к пластам башкирского яруса, бобриковского горизонта, турнейского яруса и пашийского горизонта.