2020-04-07
199
Общие сведения о месторождении.
Загорское месторождение нефти расположено на территории Сорочинского и Новосергиевского районов Оренбургской области, в 21,5 км западнее п.г.т. Новосергиевка, в 40 км к юго-востоку от г.Сорочинска. Нефтегазоносная провинция: Волго – Уральская. Координаты: 52.116667, 53.216667. (Загорское месторождение | Нефтяники.РФ/http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/orenburgskaja_oblast/zagorskoe/24-1-0-1063)
Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Лебяжинское, Лапасское, Землянское, Капитоновское и Рыбкинское. Загорское месторождение связано нефтепроводом с нефтесборным узлом, расположенным в 17 км к востоку, в поселке городского типа Новосергиевка.
В непосредственной близости от площади месторождения расположены населенные пункты - деревни Старая Белогорка, Матвеевка, Миролюбовка, а в - 2,5 км западнее от границы участка месторождения – Ново-Белогорка и в 3 км восточнее юго-восточного угла участка месторождения – Филипповка. Показано на рисунке 1.1. Деревни Старая Белогорка и Филипповка связаны между собой и райцентром Новосергиевка улучшенной грунтовой дорогой.
В 15 км к востоку от участка месторождения проходит железная дорога Оренбург– Самара, на которой находится станция Новосергиевка. Параллельно проходит асфальтовая дорога того же направления.
Рисунок 1.1. Загорское месторождение на карте.
Орогидрогрaфия.
Участок месторождения расположен на левобережье р. Самары (протекает в 20 км восточнее границы участка месторождения), в верховьях речек Волчевка, Воробьевка, Ветлянка, Лебяжка, впадающих в р. Самару; и Иртек, Контузлы, питающие р. Урал. Речки эти маловодные и в жаркое засушливое время пересыхают. Постоянный водоток они имеют уже за пределами площади месторождения. Замерзают реки в конце ноября, вскрываются в начале апреля. Весеннее половодье длится 8-10 дней, высота подъема уровня до 2 м. Межень - с июня по сентябрь.
В орографическом отношении месторождение приурочено к южному склону Общего Сырта. Центральная часть участка месторождения имеет относительно ровную поверхность с абсолютными отметками +282,1-297,3 м, полого понижающуюся к северу, югу, востоку и западу. Эта поверхность на севере и востоке участка месторождения расчленена овражно-балочной системой. На севере находится овраг Бикулкин Яр, переходящий в речку Воробьевка. В северо-восточном углу участка месторождения расположены овраги Хритошкин Дол, Мокрая Ветлянка, урочище Сухая Ветлянка, которые при слиянии образуют речку Ветлянка, а также овраги Козючий, Барабановский, впадающие в речку Ветлянка справа.
Климат района месторождения резко континентальный. Зима (середина ноября – март) холодная, снежная, с устойчивыми морозами (-15-20оС до -40оС). Оттепели редки и сопровождаются гололедом. Снежный покров устанавливается в середине ноября и держится до половины апреля. Грунты промерзают на глубину - 1,6-1,8 м. Весна (апрель-май) теплая, с ясной солнечной погодой. Днем в апреле температура воздуха +7-9оС, в мае +18-20оС, ночью до начала мая возможны заморозки. Снежный покров сходит в середине апреля, а к концу месяца просыхают грунты. Лето (июнь-середина сентября) жаркое, сухое, нередко засушливое, с ясной солнечной погодой. Температура воздуха днем +23-28оС (максимальная +40оС). Дожди преимущественно ливневые, часты грозы. Осень (середина сентября – середина ноября) теплая ясная в первой половине, прохладная и пасмурная, с затяжными моросящими дождями – во второй. В начале ноября начинаются снегопады. Среднее годовое количество осадков равно 350-400 мм.
Ветры наблюдаются в течение всего года преимущественно западные и юго-западные.
Ландшафт территории степной. Здесь произрастают ковыльно-типчаковые травы. Залесенные участки широко развиты в западной, центральной и юго-восточной части участка месторождения. Это урочища Студеный (на западе), Сидоров Пчельник (на юго-востоке) и безымянные лесные массивы. Леса преимущественно лиственные (дуб, ольха, осина). Кроме естественных, на площади месторождения имеются лесопосадки – полезащитные полосы шириной до 20 м. В них произрастают дуб, клен, акация. Грунты глинистые, суглинистые, в меньшей мере супесчаные. Значительная часть площади месторождения занята пашнями, по долинам речек и оврагам – пастбищные угодья.
Население занимается преимущественно сельским хозяйством: земледелием и животноводством.
Кроме нефтяных, в описываемом районе имеется несколько месторождений строительных материалов.
Кувайское месторождение эоловых песков расположено в 4 км северо-восточнее пос. Новосергиевка.
Черепановское месторождение керамзитовых глин расположено в 10,5 км к югу от пос. Новосергиевка.
Черепановское месторождение мела и глин – расположено в 16 км западнее железнодорожной станции Платовка.
Мустаевское месторождение глин расположено в 1 км западнее с. Мустаево и в 45 км юго-западнее пос. Новосергиевка.
Новосергиевское месторождение песчано-гравийных смесей и природных песков – расположено в 10 км к юго-юго-востоку от пос. Новосергиевка.
Платовское месторождение глин расположено в 4,5 км юго-восточнее с. Покровка.
Погромненское месторождение строительных песков расположено в 3 км юго-западнее с. Покровка.
Кроме вышеуказанных месторождений, непосредственно на площади или вблизи месторождения находятся неразведанные запасы мела (район села Старая Белогорка, верхнемеловые отложения), песков (село Миролюбовка, овраг Козючий, триасовые отложения; в районе населенных пунктов Варшавка, Контузлы, Верхнегорный, отложения батского яруса юры), акчагыльских глин (район села Миролюбовка, к северо-западу от станции Новосергиевка). Потребность в других стройматериалах может быть обеспечена за счет завоза их из других районов.
Стрaтигрaфия.
В 2007 г. ОАО «ОренбургНИПИнефть» на основе сейсморазведки 3Д и новых данных по 35 скважинам (из них шесть – поисковых, семь – разведочных, 22 – эксплуатационных) выполнен пересчет запасов и ТЭО коэффициентов извлечения нефти по продуктивным пластам Дфр2-1; Дфр2-2; Дфр3; ДI; ДIII; ДIV; Д5-1 и Д5-2.среднего и верхнего девона (протокол ГКЗ №1511 от 30.11.2007 г.).
Месторождение введено в разработку в 1995 г.
Разработка месторождения осуществляется ОАО «Оренбургнефть» на основании лицензии ОРБ № 01187 НЭ от 28.04.2001 г. и Дополнительного соглашения от 25.06.2009 г.
Действующим проектным документом на разработку месторождения является «Дополнение к технологической схеме разработки Загорского нефтяного месторождения Оренбургской области», выполненный в 2011 г. ООО «Тандем» (протокол ЦКР № 1356 от 15.12.2011 г.).
На Загорском месторождении глубокими скважинами вскрыты породы кристаллического фундамента, осадочные образования леонидовской свиты среднерифейского (бавлинская серия), девонского, каменноугольного, пермского, мезазойского и четвертичного возрастов. В самой глубокой поисковой скв. 37 геологический разрез изучен до глубины 4565 м.
Стратиграфическое разделение вскрытого геологического разреза отложений приводится в соответствии с "Решением Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы", 2002, 2005 гг. Использовались результаты фаунистического определения возраста пород в скв. 40, 41- Веселовских (С.П. Макарова, 1993). Кроме того, при характеристике отложений верхнепермского и мезозойского возраста, использованы материалы структурного бурения на Тульской (М.С. Дзюба, 1968), Миролюбовской (Е.Д. Норинский, 1969), Верхнегорной (Е.Д. Норинский, 1970), Лебяжинской (А.А. Губайдуллин, 1972) и Новосергиевской (М.П. Церетели, 1976) площадях.
С 1945 по 1962 гг. В.В. Буцура, О.Д.Бобрышева, К.В.Кручинин, Д.И. Ерохин, А.П. Букреев провели геологическую съемка масштабами: 1:50000, 1:200000. Охарактеризованы отложения самой верхней части разреза перми, триаса, юрской и меловой систем. Установлено юго-западное моноклинальное погружение этих отложений, на фоне которого выделяются Самаркинская, Лебяжинская и Кувайская дислокации, установлены нарушения типа грабенов: Старобелогорский, Новогеоргиевский, Лапасский, Черепановский, выполненных юрскими и меловыми отложениями. В пределах западного купола Загорского поднятия пробурены скважины 41, 40, 42-Веселовские. Скважины нефтенасыщенных пластов не вскрыли и были ликвидированы по геологическим причинам.
С 1983 по 1991 гг. Сорочинское УБР объединения «Оренбургнефть» провело глубоко-разведочное бурение.Пробурена скв.43, где при испытании в эксплуатационной колонне отложений пашийского горизонта и верхнефранского подъяруса были получены притоки нефти. Пробуренными скв. 45, 47, 49-Веселовскими установлена нефтеносность в отложениях воробьевского горизонта и афонинского надгоризонта (пласты Д4, Д5-1, Д5-2).
С 1999 по 2013 гг. Сорочинское УБР объединения «Оренбургнефть» провело эксплуатационное бурение. Пробурено 48 эксплуатационных скважин (в том числе 13 боковых стволов), уточнено геологическое строение месторождения.
Тектоникa.
В региональном тектоническом плане площадь месторождения расположена в районе Южного погружения Бузулукской впадины вблизи границы ее с Восточно-Оренбургским сводовым поднятием (Рис.2.1).
В тектоническом строении площади, определяющую роль сыграл Акъярский региональный разлом, по которому породы фундамента и эмско-верхнефранской толщи девона оказались разбитыми на блоки и смещены в вертикальном направлении на десятки метров.
Акъярский разлом входит в единую систему разломов субширотного направления, простирающихся от западных границ области до Восточно-Оренбургского сводового поднятия. Характерной особенностью разлома является погружение северных блоков, т.е. блоков, расположенных в направлении общего регионального подъема. Северные кромки южных блоков оказываются высоко поднятыми, нависающими над погруженными блоками. Они и сформировали в терригенно-карбонатной толще девона цепь ловушек приразломного типа, содержащих залежи нефти.
Акъярский региональный разлом и цепочка приразломных ловушек, осложняющих краевую зону приподнятого южного блока, сформировались в среднефранско-мендымскую фазу тектогенеза. Возрастание мощности среднефранско-мендымских карбонатных отложений к северу от Акъярского разлома характеризует компенсационный тип осадконакопления в пределах погружающегося блока. Среднефранско-мендымским этапом тектогенеза были сформированы положительные приразломные ловушки и приуроченные к ним залежи нефти в разрезе нижнего терригенно-карбонатного комплекса. Все они относятся к погребенному типу. Иначе говоря, в вышележащих отложениях ни сам разлом, ни приразломные структуры не проявляются.
Исключение составляют верхнефранские отложения, образующие вдоль Акъярского разлома рифогенную зону увеличенной мощности, генетически связанную с разломом. Конседиментационное погружение (проседание) одного блока при относительно стабильном положении смежного было причиной рифообразования в зонах, лежащих вдоль формирующихся уступов. Поэтому все рифы средне-верхнефранского возраста обнаруживаются в приразломных зонах, где они, как правило, надстраивают структурно-дизъюнктивные ловушки, образованные в терригенной толще девона.
Рис.2.1. Фрагмент схемы тектонического районирования Оренбургской области
Типичным представителем высокопродуктивных залежей нефти в рифах средне-верхнефранского возраста как раз и является Загорское нефтяное месторождение. Такие ловушки напрямую или со смещением сводов наследуют структурные осложнения, возникшие в терригенно-карбонатном нижне-среднедевонском этаже. Как любые рифовые сооружения, они могут сопровождаться структурами их облекания в вышележащих отложениях фаменско-турнейского и бобриковского возрастов.
На структурных картах девонских поверхностей, главенствующая роль в структурообразовании принадлежит Акъярскому разлому, отделяющему южный приподнятый блок от северного опущенного.
Детальное строение девонского структурного этажа характеризуют структурные карты по основным отражающим горизонтам, сопоставляемым с кровлями афонинского надгоризонта, ардатовского и доманикового горизонтов. В общих чертах, строение Загорского месторождения по вышеупомянутым горизонтам имеет унаследованный характер.
Описание тектонического строения площади месторождения дается по результатам интерпретации и обработки материалов сейсморазведочных работ МОГТ ЗД (2004 г.), а также данных бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.
На структурных построениях по основным отражающим горизонтам выделяются 2 основных поднятия – Загорское (район скв. 45) и Волчевское (район скв. 37).
На структурной карте по кровле койвенского горизонта (Граф. 12, папка 1) в центре изучаемой территории наблюдается вытянутая линейная складка (Загорскок поднятие). По изогипсе -4170 м поднятие имеет размеры 14,0 × 3,5-5,3 км.
В районе Волчевского поднятия по замыкающей изогипсе -4200 м выделяется поднятие неправильной формы амплитудой более 20 м.
На структурной поверхности отражающего горизонта «Daf» (Граф. 11, папка 1) по изогипсе -3960 м выделяется линейная узкая протяженная складка размером 13,9 × 2,3-5,1 км (Загорское поднятие). На юго-западе от скв. 3606 поднятие осложнено небольшим куполом размером 2,25 × 1,65 км (по изогисе -3950), имеющим амплитуду порядка 10 м. Данный купол прослеживается по всем девонским поверхностям, начиная с ОГ «Daf».
На северо-западе территории в районе скв. 37 расположена Волчевская структура, амплитуда которой по кровле афонинского надгоризонта составляет порядка 20 м. По замыкающей изогипсе -3990 м структура имеет размеры 3,0 × 1,3 км.
На структурной карте по кровле ардатовского горизонта «Dard» (Граф. 10, папка 1) Загорское поднятие прослеживается в виде линейной вытянутой складки по изогипсе -3880 м. Размеры структуры составляют 12,5 × 2,0-5,1 км.
В районе скв. 37 прослеживается структура субширотного простирания. По замкнутой изогипсе -3910 м данное поднятие имеет размеры 2,8 × 1,3 км, амплитуду около 20 м.
На структурной карте по отражающему горизонту «Dfr2» (Граф.9, папка 1), отождествляемой с кровлей доманикового горизонта, сохраняется унаследованность структурных форм, о чем свидетельствует синхронность местоположения, формы, размера и амплитуды основных структурных элементов. Загорское поднятие по изогипсе -3740 м и имеет размеры 14,3 × 1,5-3,5 км.
Волчевское поднятие в районе скв.37 по изогипсе -3790 м распадается на два купола размерами 1,5 × 0,8 км и 1,0 × 0,8 км, характеризуется амплитудой не более 10 м.
На структурной поверхности отражающего горизонта «Dfr1» (Граф.8, папка 1), также прослеживаются обе структуры. В центре выделяется линейная вытянутая складка (Загорская стуктура), амплитуда которой не превышает 50 м.
На северо-западе Волчевская структура распадается на два отдельных купола изометричной формы, амплитуда которых порядка 10 м.
Геоморфологические показатели поднятий, контролирующих залежи нефти представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Геоморфологические показатели структур.
| Отражающий горизонт | Местопо-ложение, район скважин | Абсолютная отметка замыкающей изогипсы, м | Размер структуры, км. | Ампли- туда, м | Угол падения, град. | |
| длина | ширина | |||||
| ОГ «Dkv» | скв.45 | -4170 | 14,0 | 3,5-5,3 | 100 | 1о12’-2о04’ |
| скв.37 | -4200 | 3,0 | 2,8 | 20 | 1о52’-2о06’ | |
| ОГ «Daf» | скв.45 | -3960 | 13,9 | 2,3-5,1 | 60 | 1о08’-2о44’ |
| скв.37 | -3990 | 3,0 | 1,3 | 20 | 0о45’-1о38’ | |
| ОГ «Dard» | скв.45 | -3880 | 12,5 | 2,0-5,1 | 40 | 1о40’-3о30’ |
| скв.37 | -3910 | 2,8 | 1,3 | 20 | 0о30’-1о08’ | |
| ОГ «Dfr2» | скв.45 | -3740 | 14,3 | 1,5-3,5 | 50 | 1о30’-2о48’ |
| скв.37 | -3790 | 1,5 | 0,8 | 10 | 1о25’-1о44’ | |
| 1,0 | 0,8 | |||||
| ОГ «Dfr1» | скв.45 | -3710 | 14,3 | 2,0 | 50 | 1о06’-2о20’ |
| скв.37 | -3760 | 2,1 | 0,9 | 10 | 0о45’-1о54’ | |
| 1,6 | 1,25 | |||||
Коллекторские свойствa плaстов.
Дополнительные лабораторные исследования по определению коллекторских свойств в нефтенасыщенной части (Табл.1.2):
– по пластам Дфр2-1, Дфр2-2, Дфр3: пористости – пять определений (в т.ч. в эффективной части – два определения, в нефтенасыщенной части – три определения), проницаемости – два определения (в т.ч. в эффективной части – два определения).
– по пласту Д1: пористости – 86 определений (в т.ч. в нефтенасыщенной части – 86 определений), проницаемости – 86 определений (в т.ч. в нефтенасыщенной части – 86 определений), остаточной водонасыщенности в нефтенасыщенной части – 49 определений методом центрифугирования, 19 определений - методом капилляриметрии.
– по пласту Д3 фильтрационно-емкостные свойства по керну не изучены.
– по пласту Д4: пористости – 13 определений (в т.ч. в нефтенасыщенной части – 13 определений), проницаемости – 12 определений (в т.ч. в нефтенасыщенной части – 12 определений), остаточной водонасыщенности в нефтенасыщенной части – 12 определений методом центрифугирования и пять определений капилляриметрии на центрифуге.
– по пластам Д5-1, Д5-2: пористости – два определения (в т.ч. в нефтенасыщенной части – два определения), проницаемости – одно определение (в т.ч. в нефтенасыщенной части – одно определение).
– по результатам измерения удельного электрического сопротивления водонасыщенного керна определена величина относительного электрического сопротивления – параметра пористости в поверхностных условиях для пластов Дфр2-2, Д1, Д3, Д4, Д5-1 скв. 3612, 3631, 3682, 3697.;
– параметр пористости в пластовых условиях определен для пластов Д1 (девять определений), Д3 (четыре определения), Д4 (три определения) в скв.3697; в связи с недостаточным количеством определений, зависимость параметра пористости (Рп) от пористости (Кп) получена только для пласта Д1.
– проведены специальные исследования керна – определение акустических параметров с расчётом механических характеристик пород. Исследования проведены для образцов пород воробьевского горизонта скв.3612 (четыре образца); для образцов пород пашийского горизонта скв. 3631 (девять образцов), для образцов пород скв. 3697 (16 образцов пашийского, шесть – ардатовского, три – воробьевского горизонтов). Для оценки коэффициента пористости использованы зависимости интервального времени пробега (dt) от пористости (Кп) и объемной плотности скелета породы (роб) от пористости, полученные по данным керна Загорского месторождения;
– проведены исследования зависимости водонасыщенности от капиллярного давления методом центрифугирования на образцах горных пород продуктивных отложений пласта Д1 скв.3631, 3682, 3697 и пласта Д4 скв.3682 и 3697;
– для пласта Д1 пашийского горизонта проведены лабораторные исследования процесса вытеснения нефти водой на 24 образцах керна (скв.3631, 3682, 3697), а также четыре эксперимента определения относительных фазовых проницаемостей (скв.3682, 3697); для пласта Д4 воробьевского горизонта проведен единственный эксперимент по определению относительных фазовых проницаемостей.
