Описание месторождения

По уточненному геологическому строению пласты XIII₂ и XIII₃ образуют пять самостоятельных нефтенасыщенных полей. Два поля приуроченные к северному куполу Озек-Суатской структуры, два поля - к южному куполу и одно к структурному осложнению в районе скважин 7 и 108 скважин на южной переклинали поднятия.

Нефтенасыщенные поля XIII₂ и XIII₃ пластов, приурочены к северному куполу Озек-Суатской структуры, имеют достаточно обширные зоны слияния коллекторов гидродинамически связаны и объединены в единый резервуар - северную залежь XIII_2-3 пластов.

Юрские отложения

В юрских отложениях промышленная нефтеносность связана с V_3-5, V₆ и VI пластами. Ниже приводится характеристика залежей этих пластов.

Данные по новым скважинам залежи V_3-5 II пласта позволили прирастить значительную площадь на западном участке (р - н скв. №211, 212, 240). Начальные дебиты изменяются в широких пределах от 0,1 до 126 т/сут. Также резко изменяется продолжительность работы добывающих скважин и накопленная добыча нефти по ним. Это свидетельствует о чрезвычайной изменчивости коллекторских свойств пласта. Площадь нефтеносности залежи составляет 16176 тыс. м², а площадь водонефтяной межконтурной зоны составляет 32% площади залежи.

Залежь V₆ III пласта гидродинамически связана с вышележащей залежью V_3-5 пласта. Она менее изучена, чем залежь V_3-5 пласта. В ряде скважин V₆ пласта испытан совместно с V_3-5 пластом. В результате изменения корреляции юрских пластов значительная часть нефтенасыщенного обьема V₆ пласта на юге площади переведена в V_3-5 пласт. С другой стороны, данные по новым скважинам позволили увеличить площадь нефтеносности на западе р - н скв. 212,158,216) и на востоке залежи. Судя по данным испытания и эксплуатации скважин изменчивость коллекторских свойств V₆ пласта аналогична V_3-5 пласту. ВНК по результатам испытания скв. 55 остался прежним, на отметке -3302 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 16 м (скв. 212).

Первооткрывательницей залежи нефти VI пласта в 1964 г. считалась скв. №54. По современной корреляции продуктивный интервал этой скважины относится к V пачке месторождения Полевого. Реальными открывательницами залежи нефти в VI пласте месторождения Озек-Суат являются скв. 53 и 19. В сентябре 1957 г. при их, почти одновременном, опробовании получены промышленные притоки нефти дебитом до 142 м³/сут и газовым фактором 160 м³/т. К настоящему времени в VI пласте установлено пять небольших залежей, иногда охарактеризованных одной - двумя скважинами. Каждая из залежей располагается в пределах небольших поднятий, осложняющих Озек-Суатский свод.

На месторождении Озек-Суат промышленная нефтегазоносность VII пачки не установлена. Указанный в обосновании интервал по скв. 167 - 3337-3340 м (-3307,8 -3510 м) принадлежит не VII, а VI пласту юры. Опробованный интервал 3400-3402 (-3370 -3372 м) в котором отмечались признаки нефти (вода с пленкой нефти), приурочен к глинистому разделу между VI и VII пластами и значительно ниже предполагаемого продуктивного интервала. Источник поступления флюида не определен.

Ниже приводится сводная таблица основных сведений по нефтяным залежам.

Состав и свойства нефти и газа

Физико-химические свойства пластовых, дегазированных нефтей и растворенного газа определялись по результатам исследования глубинных и поверхностных проб. Глубинные пробы отбирались пробоотборниками ПД-3М выше кровли пласта на установившемся режиме работы скважин при давлении насыщения. Пробы исследовались на аппаратах УИПН-2 и АСМ-300М. Поверхностные пробы нефти отбирались на устье скважин и исследовались в соответствии с действующими методиками и ГОСТами. Компонентный состав попутного газа определялся на хромотографах ХЛ-4 и ЛХМ-8МД по газу, отобранному при однократном разгазировании глубинных проб нефти. Все анализы проводились в институтах ГрозНИИ и филиале СевКавНИПИнефть.

Всего на поле Озек-Суат выполнено 37 анализов глубинных проб нефти, 81 анализ поверхностных проб нефти и 45 анализов попутного газа.

Осредненные значения физико-химических свойств нефти и газа по результатам последних исследований приведены в таблицах 2.5-2.7.

Нефть IX K₁ пласта легкая (0,819 г./см³), малосернистая (0,12%), малосмолистая (2,86%), высокопарафинистая (20,3%), содержание легких фрвкций до 300 ⁰С - 46,8%. Температура застывания 20,1 ⁰С, температура начала кипения - 72 ⁰С. По результатам анализа глубинных проб давление насыщения равно 9,7 МПа, объемный коэффициент - 1,31, газосодержание 90,6 м³/т, динамическая вязкость - 0,53 мПа*с. Газ жирный, пропан-этанового типа с содержанием метана - 44,6%.

По классификации А.Ф. Добрянского все нефти поля Озек-Суат относятся к метан-нафтеновому типу. Они легкие, малосернистые, малосмолистые и высокопарафинистые. Содержание светлых фракций при температуре 300⁰С составляет порядка 45%. Выход масел по данным института ГрозНИИ равен 20%. Попутный газ всех продуктивных пластов жирный, этан-пропанового типа с содержанием метана на уровне 50%. Промышленного количества гелия газ не содержит.

2.5 Гидрогеология

Гидрогеологическая изученность

Месторождение Озек-Суат расположено на северо-востоке Ставропольской части Восточного-Предкавказского артезианского бассейна. Осадочная толща мезокайнозоя содержит большое количество водоносных горизонтов, слагающих ряд водоносных комплексов более широкого стратиграфического диапазона (доюрский, юрский, нижнемеловой, верхнемеловой, палеогеновый, неогеновый).

Водоносные горизонты и комплексы переслаиваются с глинистыми водоупорными породами, распространенными, преимущественно, повсеместно. Наибольшую толщину имеют неоген-палеогеновые майкопские глинистые отложения, содержащие линзовидные пласты песков, песчаников и алевролитов с высоконапорными водами.

Большинство пористо-проницаемых пород мезокайнозоя представлено гранулярными, поровыми коллекторами и только в белоглинской, кумской свитах, в верхнем мелу и в триасе карбонатными коллекторами с вторичной пористостью. В разрезе месторождения Озек-Суат изучались гидрогеологические условия 23 водоносных горизонтов, табл. 2.5. Химический состав подземных вод изучался только по качественным пробам. Выполнено 98 качественных анализов вод и 50 замеров пластовых давлений. Из микрокомпонентов в водах определялось содержание брома, йода, бора. Только по единичным пробам определено содержание аммиака и нафтеновых кислот. Сведения о величинах пластовых давлений имеются в большом количестве, но использованы для обобщений лишь те из них, которые получены при испытании скважин до дренирования пластов. Замеры статических уровней подземных вод требуют длительных простоев скважин, поэтому они, как правило, проводились очень редко. Естественные геотермические условия месторождения не изучались. Выполненные замеры температур в стволах скважин максимальными ртутными термометрами дают искаженное представление о тепловом состоянии пород разреза. В связи с этим естественные температуры рассчитаны по кривым беспростойного термокаротажа.

Нижнемеловой гидрогеологический комплекс

Данный комплекс сложен неокомскими и альб-аптсеноманскими преимущественно терригенными породами.

Отличительной особенностью нижнемелового гидрогеологического комплекса по сравнению с нижележащим является, прежде всего, значительно большая площадь его распространения. Он развит на всей территории Западного, Восточного и Центрального Предкавказья.

При внимательном рассмотрении схемы приведенных напоров вод нижнемеловых отложений (рис. 2.6.) в центральной части зоны может быть выделена полоса пониженных напоров, протягивающихся от г. Прикумска к северо-северо-востоку на Гороховское и Ики-Бурул. Напоры в этой полосе ниже, чем на западе (в районе Благодарного) и на востоке (в большинстве участков Озек-Суатского района). Воды нижнемеловых отложений в этой полосе характеризуются пониженной минерализацией по сравнению с западными и восточными районами. Сопастовление указанных фактов позволяет выделить в пределах рассматриваемой зоны полосу субмеридионального (северо-северо-восточного) простирания, в которой, по-видимому, облегчены условия движения вод и которая, таким образом, хорошо связана с районом Песчаного поднятия, где имеет место разгрузка вод.

Облегченные условия циркуляции вод в этой полосе могут быть связаны либо с повышенной пористостью и проницаемостью нижнемеловых пород, либо с наличием здесь тектонического разлома субмеридионального простирания.

Зона постепенного снижения напоров распространяется до северной границы бассейна - вала Карпинского, где отмечена скрытая разгрузка вод нижнемеловых отложений в вышележащие горизонты.

Гидродинамические условия

Поскольку месторождение Озек-Суат расположено севернее зоны с максимальными пьезометрическими напорами подземных вод Восточно-Предкавказского бассейна, то поверхности этих напоров должны снижаться на север и северо-восток. Фактических данных по водоносным горизонтам и комплексам недостаточно для составления карт пьезометрических поверхностей, а потому подтвердить это представление для рассматриваемого месторождения не предоставляется возможным. Но гидрогеологические материалы и наклон многих нефтяных залежей по региону не позволяют сомневаться в том, что пьезометрические поверхности водоносных горизонтов наклонены здесь в указанном направлении.

Касаясь условий формирования подземных вод палеоген-мезозойских отложений следует отметить их преимущественно седиментационый генезис. Характерной чертой Восточно-Предкавказсвого артезианского бассейна является территориальное совпадение его областей питания и циркуляции подземных вод, а область разгрузки расположена по всему контуру бассейна. Водоносные горизонты и комплексы палеоген-мезозойских пород получают питание за счет отжима седиментационных вод из выше и нижележащих глинистых отложений при уплотнении под давлением вышележащей толщи. Эти воды, после перехода в коллекторские пласты, движутся в стороны пониженных пьезометрических напоров. Как указывалось выше, для месторождения Озек-Суат таким направлением в общих чертах является северное, северо-восточное. О гидродинамических условиях водоносных пластов судят по фактическим пьезометрическим напорам подземных вод. Однако, в связи с малочисленностью данных о пьезометрических напорах, основной характеристикой гидродинамики подземных вод являются пластовые давления. В таблице 2.8 представлены величины пластовых и избыточных давлений и пластовых давлений, приведенных к уровню моря, основных водоносных горизонтов.

Изученность физико-химических свойств подземных вод месторождения Озек-Суат

Из геологических, гидрогеологических и промысловых данных следует, что режим флюидосодержащих пластов, в основном, является водонапорным. Только в коллекторах майкопа - упругим.

Судя по данным пластовых давлений, устойчивое и длительное фонтанирование подземных вод, даже не содержащих нефть и газ, возможно из некоторых горизонтов палеогена и нижнего мела. Ниже по разрезу устойчивый самоизлив вод из скважин практически исключается. Воды этих пластов могут самоизливаться только в смеси с нефтью и газом, а интенсивность и продуктивность их фонтанирования находятся в зависимости от величины и устойчивости во времени пластового давления. При планировании отбора вод из пластов нижнего мела и юры для извлечения полезных микрокомпонентов необходимо ориентироваться на быстрый или немедленный переход к механизированной добычи.

Химический состав подземных вод

Пробы вод четвертичных, апшеронских пластов, а также иногда и акчагыльских отбирались из скважин, построенных для технического водоснабжения бурящихся глубоких скважин.

Отбор проб других подземных вод для химического анализа производился при испытании перспективных на нефть и газ отложений в процессе бурения скважин, после спуска в них эксплуатационных колонн и при обводнении продуктивных пластов. Наибольшее количество качественных проб воды отобрано из ch-blg, К₁IX и К₁XIII пластов.

Полные результаты анализа вод (как пример гидрохимической изученности недр месторождения) проведены только по К₁IX пласту, а по остальным водоносным пластам дана усредненная физико-химическая характеристика по наиболее качественным исходным данным. Для возможности восстановления содержания отдельных ионов, минерализация вод в формулах их химического состава приведена как в ^г/_л, так и в ^мг-экв./_л. Минерализация подземных вод последовательно увеличивается с глубиной и возрастом отложений от 0,8-3,1 ^г/_л в неогене до 80-100 ^г/_л в нижнем мелу и юре.

Снижение минерализации вод отмечается в нижнем триасе (82,7 ^г/_л) и в домезозойских отложениях - 62,3 ^г/_л.

Снижение минерализации юрских подземных вод месторождения Озек-Суат на 20-30 ^г/_л по сравнению с другими территориями Восточного Предкавказья, объясняется эрозионным разрушением соответствующих водосодержащих пород в верхнеюрское и раннемеловое время и воздействием на них опресненных поверхностных вод. Во всех изученных водах, из катионов значительно преобладает натрий. Магний преобладает над калием только в водах четвертичных, апшеронских и акчагыльских отложений. В водах всех остальных горизонтов из второстепенных катионов значительно в больших количествах содержится кальций. Из анионов в водах четвертичных, апшеронских и акчагыльских отложений преобладает гидрокарбонат, в водах более древних горизонтов отмечается существенное преобладание хлора. Кроме этого эти воды практически бессульфатные. В связи с таким содержанием ионов, воды трех верхних горизонтов относятся к типу гидрокарбонатно-натриевых, а воды всех нижележащих горизонтов к типу хлоридно-натриевых.

2.6 Запасы нефти и газа

Подсчет запасов нефти, растворенного газа и утверждение их в ГКЗ СССР по месторождению Озек-Суат производились поэтапно в 1954, 1956, 1959, 1964 годы. Запасы нефти и растворенного газа по месторождению Озек-Суат были пересчитаны и утверждены ЦКЗ МПР в 2001 году.

Начальные балансовые запасы нефти категории А+В+С₁ по месторождению Озек-Суат составляют 42211 тыс. т, извлекаемые запасы нефти - 18087 тыс. т. Начальные балансовые запасы растворенного газа составляют 4572 млн. н. м³, извлекаемые запасы растворенного газа - 1886 млн. н. м³.

В целом по полю Озек-Суат пересчитанные запасы нефти категории А+В+С₁ изменились незначительно, балансовые увеличились на 4,5%, извлекаемые уменьшились на 3,6%, при сопоставлении с запасами, утвержденными ранее (1964 год) и уменьшились балансовые на 2%, извлекаемые - на 9,6%, при сопоставлении с запасами, состоящими на Государственном балансе (2001 год). По отдельным залежам изменение запасов произошло в основном за счет уточнения эффективной нефтенасыщенной толщины и коэффициентов нефтеизвлечения.

Размещено на Allbest.ru