Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1968
Источник информации: РГФ-23 (соответствует ПП_2020г.)
Метод открытия:
Площадь: 4.9 км²
АРЯЖСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Месторождение расположено в южной части Куединского района Пермской области, в непосредственной близости с Краснояро-Куединским газонефтяным месторождением.
В тектоническом отношении находится на Аряжской террасе, примыкающей к северо-восточному крылу Куединского вала, осложняющего северный склон Башкирского свода. Аряжская структурная терраса осложнена двумя малоамплитудными поднятиями Трегубовским и Западно-Аряжским.
В 1987 г. проведен пересчет запасов нефти и газа по Аряжскому месторождению и по состоянию на 1.01.88г. запасы утверждены ЦКЗ Миннефтепрома (протокол № 20 от 15.03.88г.), после этого запасы более не пересматривались.
Открыто в 1968 году. Нефтеносность установлена в карбонатных отложениях башкирского, терригенных отложениях тульского, бобриковского горизонтов и карбонатных отложениях турнейского яруса.
Месторождение с 1988 г. находится в разработке (лицензия ПЕМ № 10326 нэ 19.05.95). Накопленная добыча нефти на 1.01.2002г. составила 137 тыс.т. Годовая добыча 29 тыс.т.
Фонд по месторождению на 1.01.2002 г. составляет 13 скважин. За период с 1988 г. по 1.01.2002 г. на месторождении пробурено 5 скважин (201, 202, 203, 204, 205).
После оценки запасов 1988 г. на Макаровской площади (в том числе и на площади Аряжского месторождения) проводились сейсморазведочные работы партией 11.
Пересчет запасов по Аряжскому месторождению предлагается с учетом сейсморазведки согласно требованиям “Инструкции по применению классификации запасов…”, утвержденной ГКЗ СССР 14 октября 1983 года.
За основу построения структурных планов по продуктивным пластам приняты структурные карты ОГ IIK(кровля тульских терригенных отложений), IК (кровля терригенных отложений верейского горизонта), IIП (кровля турнейского яруса).
В 2001 году проведена переоценка запасов с учетом всего фонда скважин. При этом уточнены: геологическое строение залежей, коллекторские свойства продуктивных пластов.
Новых проб на месторождении не отбиралось, а подсчетные параметры, связанные со свойствами нефтей остались прежними.
Ниже приводится характеристика залежей.
Пласт Бш
Промышленная нефтеносность установлена на 2 поднятиях: Аряжском и р-н скв.183. Водонефтяные контакты, принятые по нижним отверстиям перфорации с учетом проницаемых прослоев остались прежними.
На Аряжском поднятии залежь по типу – массивная, с ВНК на абсолютной отметке – 866 м. Высоты залежи – 15 м, размеры залежи – 1,8 х 1,9 км.
Для залежи в районе скважины 183 ВНК принят на абсолютной отметке –856, размеры залежи 1,25 х 1,85 км, высота залежи 8 м.
Вследствие уточнения строения на площади Аряжского месторождения сейсморазведочными работами площадь нефтеносности уменьшилась на 1003,5 тыс.м2 и составила 2334 тыс.м2, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина увеличилась на 1,1 м и составила 3,7 м.
Площадь нефтеносности в районе скважины 183 также уменьшилась и составила 612 тыс.м2.
Пористость и нефтенасыщенность, при подсчете запасов нефти, взяты по геофизическим исследованиям, т.к. по керновым данным не пересматривались, и составили соответственно 16,8% и 85,0%.
Из 182 и 183 скважин отобрано 2 глубинных и 3 поверхностных пробы.
Для расчета принимаются следующие параметры:
- плотность дегазированной нефти, г/см3 – 0,885;
- пересчетный коэффициент – 0, 946;
- динамическая вязкость, мПа с – 13,07;
- газовый фактор, м3 /т – 29;
Коэффициент извлечения – 0,1.
Результаты гидродинамических исследований приведены на подсчетном плане.
Начальные извлекаемые запасы в целом по пласту по категории С1 увеличились на 9 тыс. т и составили 114 тыс.т в пределах горного отвода, а по категории С2 - 15 тыс.т за пределами горного отвода.
Пласт Тл2б
По данным промысловой геофизики в тульском горизонте выделяются пласты Тл2а и Тл2б. Пласт Тл2а замещен плотными породами, Тл2б – проницаем во всех скважинах, и является одним из продуктивных пластов Аряжского месторождения.
Залежь по типу пластовая сводовая. Размеры залежи практически не изменились – 1,5 х 1,1 км, высота – 13 м.
Залежь, приуроченная к пласту, ограничена ВНК на абсолютной отметке минус 1207 м, положение которого было подтверждено вновь пробуренными скважинами.
Площадь нефтеносности увеличилась на 112,5 тыс. м2 и составила 1350 тыс. м2.
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина осталась прежней 2,6 м
Коллекторские свойства вмещающих пород изучались по керновым и промыслово-геофизическим исследованиям.
По керновым данным пористость изменяется от 12,6% до 14,0%, среднее значение – 13,8% (3 определения), по геофизическим исследованиям – 12,1% – 21,3% , среднее значение – 15,2% (12 определений).
Среднее значение нефтенасыщенности по керновым данным составило 71,2% по 3 определениям.
По геофизическим данным нефтенасыщенность изменяется в интервале 46,8% - 92,1%, среднее значение 75,2% (12 определений).
Проницаемость по керну составляет 0,0128 мкм2.
Параметры, связанные с коллекторскими свойствами взяты по геофизическим данным, как более обоснованные.
Свойства нефтей тульского пласта не изучены, в расчет взяты параметры нефти бобриковского горизонта.
Для подсчета запасов предлагаются следующие параметры:
- плотность дегазированной нефти, г/см3 – 0,902;
- пересчетный коэффициент – 0,973;
- динамическая вязкость, мПа с – 39,26;
- газовый фактор, м3 /т – 27.
Коэффициент нефтеотдачи не изменился – 0,1 д.ед.
Начальные извлекаемые запасы нефти по категории С2 составили: 35 тыс. т., увеличение запасов составило 7 тыс. т.
Пласт Бб2
По промыслово-геофизическим исследованиям в бобриковских отложениях выделяются два пласта: Бб1 и Бб2. Продуктивным является нижний пласт Бб2.
Размеры залежи составили 1,25 х 0,9 км, высота залежи – 8 м, по типу пластовая сводовая литологически экранированная.
Площадь нефтеносности увеличилась с 462,5 тыс.м2 до 813 тыс.м2 вследствие уточнения строения площади на Аряжском месторождении сейсморазведочными работами.
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по залежи увеличилась на 0,5 м и составила 2,7 м.
Параметры пористости по керновым данным не определялись, а нефтенасыщенность осталась прежней –76,5%.
По данным ГИС пористость изменяется в интервале 18,1% - 23,3% (7 определений), среднее значение – 18,7%, нефтенасыщенность изменяется от 65,2% до 92,4% (7 определений), среднее значение составило 80,1%.
Пористость и нефтенасыщенность, при подсчете запасов нефти, взяты по геофизическим исследованиям, как более достоверные.
Из скв. 57 отобрано 1 глубинная и 1 поверхностная пробы, которые вошли в расчет подсчетных параметров:
- плотность дегазированной нефти, г/см3 – 0,902;
- пересчетный коэффициент – 0,973;
- динамическая вязкость, мПа с – 39,26;
- газовый фактор, м3 /т – 18.
Коэффициент нефтеотдачи не изменился – 0,15 д.ед.
Нефть смолистая, парафинистая, высокосернистая.
Начальные извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 45 тыс.т, увеличение запасов составило 26 тыс.т.
Пласт Т1
По промыслово-геофизическим данным в турнейских отложениях выделено три пласта Т1, Т2 и Т3. Все пласты являются промышленно-нефтеносными, что подтверждено результатами испытания турнейских известняков.
Залежь пласта Т1 по типу пластовая, сводовая с размерами 2,2 х 1,75 км, высота залежи – 33,0 м. ВНК на абсолютной отметке – 1265 м.
Площадь нефтеносности увеличилась на 215 тыс.м2 и составила 4065 тыс.м2 , средневзвешенная нефтенасыщенная толщина также увеличилась на 1,8 м и составила 5,8 м.
Коллекторские свойства изучены по керну, ГИС и гидродинамическим исследованиям.
Параметры пористости и нефтенасыщенности по керновым данным не изменились.
По данным ГИС пористость изменяется от 8,4% до 13,2%, среднее значение – 11,3% (23 определения).
По материалам ГИС нефтенасыщенность изменяется от 37,2% до 72,3% (21 определение), среднее значение составляет 66,2%.
Для подсчета запасов нефти пористость и нефтенасыщенность приняты по геофизическим данным, так как рассчитаны с учетом новых скважин.
Глубинные пробы из данного пласта не отбирались. Свойства поверхностной нефти (скв.182) близки свойствами нефти пласта Т2. Следовательно, можно предположить близость свойств нефти пластов Т1 и Т2 и в пластовых условиях. Поэтому характеристику пластовой нефти верхнего турнейского пласта принимаем по имеющимся параметрам пласта Т2.
Поверхностная нефть относится к классу тяжелых, высоковязких, смолистых, парафинистых, высокосернистых.
Подсчетные параметры, связанные с физико-химическими свойствами пластовых флюидов не изменились:
- плотность дегазированной нефти, г/см3 – 0,924;
- пересчетный коэффициент – 0, 980;
- динамическая вязкость, мПа с – 68,92;
- газовый фактор, м3 /т – 16.
Коэффициент извлечения по пласту остается без изменения – 0,15.
Начальные извлекаемые запасы нефти по категории С1 по пласту в целом составили 233 тыс.т, в том числе в пределах горного отвода – 230 тыс.т, за пределами горного отвода – 3 тыс.т, увеличение запасов составило 85 тыс.т.
Пласт Т2
Залежь пласта по типу пластовая, сводовая с размерами 2,4 х 1,9 км, высота залежи – 49 м.
Физико-химические свойства пластовых флюидов для пласта составили:
- плотность дегазированной нефти, г/см3 – 0,924;
- пересчетный коэффициент – 0, 980;
- динамическая вязкость, мПа с – 68,92;
- газовый фактор, м3 /т – 16.
Пористость и нефтенасыщенность, при подсчете запасов, взяты по геофизическим исследованиям, т.к. по керну эти параметры не пересматривались и составили соответственно 12,7% (31 определений) и 67,3% (31 определений).
Начальные извлекаемые запасы нефти по категории С1 увеличились на 96 тыс. т и составили в целом по пласту 259 тыс. т, в том числе в пределах горного отвода – 256 тыс.т, за пределами горного отвода – 3 тыс.т.
Пласт Т3
Залежь по типу массивная с размерами 1,2 х 0,9 км, высота залежи – 7 м.
Коллекторские свойства изучены по геофизическим и керновым исследованиям.
Пористость и нефтенасыщенность по данным ГИС (31 определения) получились равными соответственно 13% и 67%.
Физико-химические свойства пластовых флюидов для пласта составили:
- плотность дегазированной нефти, г/см3 – 0,909;
- пересчетный коэффициент – 0, 955;
- динамическая вязкость, мПа с – 28,14;
- газовый фактор, м3 /т – 24.
По степени изученности запасы отнесены к категории С1 и составили: - балансовые –188 тыс.т;
-извлекаемые – 28 тыс.т (табл.1.6).
В целом, по Аряжскому месторождению прирост извлекаемых запасов нефти категории С1 составил 238 тыс.т, запасы категории С2 увеличились на 22 тыс.т.
Источник: Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Аряжского месторождения. Фадеев Ю.И. 2002
Следующее Месторождение: Асекеевское