Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Степь
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2005
Источник информации: ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 1.93 км²
Борщевское месторождение
Борщевское месторождение открыто в 2005 году в результате проведения поисково-разведочных работ на Борщевском поднятии Черемушского лицензионного участка. Первооткрывательницей месторождения является поисковая скважина №1, пробуренная в сводовой части структуры, подготовленной сейсморазведкой.
Месторождение находится на расстоянии 120 км к югу от областного центра. Ближайшие населенные пункты- поселки Н.Камелик, Торшиловский, Шумовской.
Район относится к степной зоне. Рельеф местности представляет собой всхолмленную равнину, изрезанную неглубокими оврагами и балками. Абсолютные отметки поверхности земли на водоразделах изменяются от 141м до 153м
Гидрографическая сеть представлена р.Болыной Иргиз с притоками Б.Глушица, Таловка, Гусиха, Кочевная.
Климат района континентальный, с жарким (до +40°С) засушливым летом и холодной (до - 48°С) зимой. Среднегодовое количество осадков 369 мм.
Стратиграфия
Разрез осадочного чехла изучаемой территории сложен осадками девонской, каменноугольной, пермской систем, неогеновыми и четвертичными отложениями. Общая толщина осадков составляет около 4240 м.
На Борщевском месторождении скважина №1 пробурена только до турнейских отложений нижнего карбона. Стратиграфическое описание разреза приводится также начиная с турнейского яруса (снизу вверх). Нижний карбон
Турнейский ярус представлен чередованием плотных и пористых водонасыщенных разностей известняков. Вскрытая толщина 29 м.
Визейский ярус в нижней части сложен терригенными породами бобриковского горизонта: глинами, алевролитами, песчаниками. Песчаники кварцевые, уплотненные. Толщина горизонта 81 м. Выше залегают отложения тульского горизонта (140 м), представленные преимущественно карбонатами с глинистой пачкой в средней части, которые сменяются карбонатно-сульфатной толщей окского надгоризонта (225 м). В этой толще выделяется серия пластов-коллекторов, верхний из которых (02) на данном месторождении продуктивен.Серпуховский ярус сложен преимущественно карбонатными породами, только в основании яруса выделяется глинистая пачка тарусского горизонта толщиной 27м. Общая толщина яруса 159 м.
Средний карбон Башкирский ярус сложен известняками органогенно-обломочными, в различной степени пористыми, проницаемыми, с прослоями плотных разностей. В известняках, залегающих в верхней части яруса, по данным керна отмечаются признаки нефтенасыщения. Толщина яруса 115 м.
Московский ярус. В основании яруса залегают терригенные отложения верейского горизонта, представленные, преимущественно, глинами и алевролитами. Толщина горизонта 119 м.
Залегающие выше отложения каширского, подольского и мячковского горизон-тов представлены чередованием плотных и проницаемых разностей карбонатных пород. Встречаются прослои глин. Общая мощность карбонатной толщи 385 м.
Верхний карбон
В верхней и нижней части отложения верхнего карбона представлены карбонатными породами -известняками и доломитами. Пористые и проницаемые разности водонасыщенны. В средней части залегают значительные по толщине пачки ангидрита.
Толщина 420 м.
Пермская система Нижний отдел
Нижнепермские отложения представлены в составе асселъского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов. Суммарная толщина 873 м. Ангидриты, известняки, доломиты. В верхней части отложений кунгурского яруса встречаются слои каменной соли.
Верхний отдел
Верхнепермские отложения представлены в составе уфимского, казанского и татарского ярусов. Уфимские осадки представлены карбонатными породами. Нижняя часть казанского яруса также сложена карбонатами; верхняя- песчано-глинистыми породами. Разрез отложений татарского яруса, преимущественно, песчано-глинистый.
Суммарная толщина верхнепермских отложений около 400 м. Верхняя часть разреза осадочной толщи представлена песчано-глинистыми осадками юрской неогеновой и четвертичной систем. Суммарная толщина-до 200 м.
Тектоника
В региональном тектоническом плане Борщевское месторождение расположено в южной части юго-западного борта Бузулукской впадины, в зоне, примыкающей к северному борту Иргизско-Рубежинского прогиба, выделяемого по терригенно-карбонатным отложениям девона.
Борщевское поднятие выявлено сейсморазведочными работами МОГТ, которые начали проводиться в рассматриваемом районе с 1977 года- с/п №6/77 на Евсеевской площади. Последующими работами с/п №6/91 ОАО "Самаранефтегеофизика" и с/п №07/03 «Саратовнефтегеофизика» оно было детализировано и подготовлено к поисковому бурению. Всего в пределах Борщевской структуры отработано 55.5 пог. км профилей. Плотность сети сейсмопрофилей на структуре составляет 2 пог.км/км . Структура выделяется по отражающим горизонтам В, Тр, У, Дщ» А.
По подошве бобриковского горизонта Борщевская структура представляет собой брахиантиклиналь, ориентированную с юго-востока на северо-запад. Размеры ее по оконтуривающей сейсмоизогипсе -2870м 2.75x1.87 км, амплитуда 31 м.
По отражающему горизонту «Тр» (кровля таруеского горизонта) размеры поднятия по оконтуривающей сейсмоизогипсе -2480 м 3x2.25км, амплитуда 32 м.
По вышележащему отражающему горизонту «В» структура, в основном, сохраняет свою морфологию, но уменьшается в размерах до 2.75x2 км по оконтуривающей сейсмоизогипсе -2240 м, амплитуда 22 м.
Вверх по разрезу поднятие постепенно выполаживается.
Нефтегазоносность
Рассматриваемая площадь приурочена к Средне-Волжской нефтегазоносной области. Территория слабо изучена глубоким бурением. Значительных открытий углеводородного сырья в этой части области пока нет, хотя она является перспективной для поисков УВ практически во всех литолого-стратиграфических комплексах.
На расположенных поблизости месторождениях открыты залежи нефти в отложениях башкирского яруса, пласт А4 (Западно-Кочевненское, Кочевненское, Иргизское, Пиненковское месторождения), бобриковского горизонта (С-Флеровское, Пиненковское), старооскольского надгоризонта живетского яруса среднего девона, пласт Д-З(Ищанское).
На Борщевском поднятии во вскрытом разрезе залежь нефти выявлена только в отложениях окского надгоризонта, пласт 02.
Ниже приводится описание выявленной залежи нефти.
Характеристика выявленной залежи нефти пласта 02
Продуктивный пласт 02 залегает в скважине №1 в интервале глубин 2640-2643.8м (а.о.-2501.5-2505.Зм). На других месторождениях Самарской и Оренбургской областей пласт 02 сложен доломитами, доломитизированными известняками. По данным комплекса геофизических исследований пласт в скв.1 имеет эффективную толщину 3.8м, полностью нефтенасыщен. Перекрывается и подстилается пласт плотными породами -ангидритами.
Пласт 02 опробован в открытом стволе с помощью ИПТ. За 80 мин. стояния на притоке из интервала 2629-2653м было получено 0.05 м3 нефти при депрессии 136 атм.
После спуска эксплуатационной колонны пласт был вскрыт перфорацией (ПК-105, 38 отверстий) в интервале 2640-2643.8м. В результате освоения после СКО был получен приток нефти дебитом 14 м3/сут.
В скважине были проведены гидродинамические исследования (ГДИ), отобрана глубинная проба нефти.
Коллекторские свойства пласта определены по данным ГИС. Пористость по методу НТК составила 10%, нефтенасыщенность 91% (по обобщенной зависимости PH=f(KH) для карбонатных коллекторов). Проницаемость по данным ГДИ- 0.003 мкм .
Структурные построения по кровле продуктивного пласта выполнены на основании результатов сейсморазведки (за основу взята структурная карта по отражающему горизонту Тр). Условная граница залежи принята на абс. отметке -3505.3м по подошве пласта в скв.1. Размеры залежи в пределах принятого контура 1.2x0.8 км, высота 3.8 м.
Как отмечалось выше, в разрезе Борщевского месторождения выявлены залежи нефти в пластах О2 окского надгоризонта и А4 башкирского яруса. Запасы нефти и растворенного газа по пласту О2 были подсчитаны и поставлены на баланс в 2005 году.
Подсчет запасов нефти и растворенного газа пласта А4 произведен объемным методом, который применим при любой степени изученности залежей и заключается в определении объема пустотного пространства, насыщенного нефтью, с последующим пересчетом на массу нефти в стандартных условиях. Необходимая для подсчета исходная информация обеспечивается материалами наземной сейсморазведки и НВСП, позволяющими определить геометрию ловушки, и данными ГИС и керна, с помощью которых определяются эффективные нефтенасыщенные толщины продуктивного пласта и фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Свойства нефти определены по результатам исследования поверхностной пробы, а недостающие параметры взяты по аналогии.
Залежь нефти пласта А4
Продуктивный пласт А4 залегает в кровельной части отложений башкирского яруса, сложен известняками органогенно-обломочными, неравномерно перекристаллизованными, в различной степени доломитизированными, прослоями неравномерно пористыми, кавернозными, средней крепости и крепкими. Проницаемая часть пласта вскрыта в скв.1 на глубине 2344.1 м (а.о.-2205.6 м). Нефтенасыщенным по данным ГИС и керна является только верхний пропласток коллектора толщиной 1.4 м. Залегающий ниже пропласток коллектора, отделенный от верхнего уплотненным прослоем толщиной 0.7 м, по данным ГИС водонасыщен. Перекрывается пласт глинистыми породами верейского горизонта, являющимися покрышкой залежи.
Пласт А4 был опробован в открытом стволе с помощью ИПТ в интервале 2344.5-2346.8 м: за 52 мин притока получено 2.4 м3 пластовой воды с пленкой нефти.
После освоения пласта О2 в эксплуатационной колонне и установки цементного моста, пласт А4 был вскрыт перфорацией на глубине 2344.3 м (перфоратором ПС-112 было просверлено 4 отверстия в 4-х направлениях). В результате освоения был получен приток жидкости дебитом 138 м3/сут, в т.ч. нефти 52.7 т/сут (обводненность 54%). Вероятно, вода поступает из нижележащих водонасыщенных пропластков.
При бурении скв.1 из продуктивного пласта отбирался керн, причем, был обеспечен 100 %-ный вынос керна из интервала долбления 2342-2351 м, включающего продуктивный пласт. По данным исследований керна пористость коллекторов продуктивной части пласта изменяется от 9.9 до 22 %, составляя в среднем 16 % (19 обр.) Проницаемость по образцам изменяется от 0.0004 до 1.5066 мкм2, средняя величина 0.393 мкм2 (17 обр.).
Нефтенасыщенность по керну определялась косвенным методом (центрифугированием). Средняя величина нефтенасыщенности, определенная по 13 образцам, составила 81.7 %.
Пористость коллекторов нефтенасыщенного пропластка, определенная методом НГК, составляет 17.9 %. Нефтенасыщенность по ГИС определялась с использованием петрофизических зависимостей Рп=f (Кп) и Рн=f (Кв), установленным в результате электрометрических исследований керна из пласта А4 Борщевского и Солнечного месторождений (40 обр.):
Рп= 1.2114*Кп-1.9286
Рн= 0.7359*Кв-1.9759
Расчетная величина нефтенасыщенности составила 0.79.
Учитывая 100-% освещенность пласта керном и детальность его исследований, значения подсчетных параметров приняты по керну: пористость-0.16, нефтенасыщенность –0.82.
Свойства нефти пласта А4 определены только по результатам исследования поверхностной пробы: плотность при стандартных условиях 0.8725 г/см3, содержание серы 1.51%, смол 5.7 %, асфальтенов 2.6 %, парафина 5.4 %, температура застывания нефти -10°С. Остальные параметры приняты по аналогии с пластом А4 соседнего Кочевненского месторождения: объемный коэффициент 1.162, вязкость при пластовых условиях 2.12 мПа*с, газовый фактор 63.32 м3/т, давление насыщения 8.5 МПа.
Граница залежи при подсчете запасов принята на абс. отметке –2207 м по подошве нефтенасыщенного пропластка, вскрытого перфорацией.
Размеры залежи в пределах принятого контура 1.2х1.2 км, высота около 20 м.
Геометризация залежи выполнена исходя из предположения о её пластовом строении. Достоверно тип залежи будет установлен после бурения скважины в своде структуры.
Геологические запасы нефти составили 140 тыс.т. Запасы растворенного газа- 9 млн.м3. По степени изученности запасы оценены по категории С1.
Величина КИН рассчитана по формуле Малиновского М.И. и др.:
КИН=0.306-0.0041*µн+0.079*lgK +0.14*Кп +0. 03/К р -0.0018*S
Где µн –вязкость нефти, мПа*с; (2.12)
К –проницаемость, мд; (393)
Кп -коэффициент песчанистости;(1.0)
Кр –коэффициент расчлененности;(1.0)
S –плотность сетки скважин, га/скв (38).
Расчетная величина КИН=0.604. Для такого тонкого нефтенасыщенного пропластка, отделенного от водонасыщенной части пласта уплотненным прослоем толщиной менее 1 м, рассчитанная величина КИН, очевидно, является завышенной.
Был также произведен расчет КИН по формуле Гавуры А.В., выведенной для карбонатов Самарской области (труды института «Гипровостокнефть»,1981 г):
КИН=(0.441* m -0.010*lgµ0 -0.236* S* Sр*h-1)/ m*Sн
Где Sн -начальная нефтенасыщенность, доли ед.(0.82)
m –пористость, доли.ед.(0.16)
µ0 –соотношение вязкостей для нефти и воды (µн/µв=2.52)
S –плотность сетки, км2/скв.(0.38)
Sр –плотность сетки скважин в зоне разбуривания, км2/скв.(0.38)
h -эффективная нефтенасыщенная толщина, м (1.24)
Расчетная величина КИН=0.221.
Для подсчета извлекаемых запасов залежи пласта А4 принята величина КИН=0.30. Извлекаемые запасы составили 42 тыс.т.
Источник: Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи пласта О2 Борщевского месторождения.2005 Коннов Д.В.
Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи пласта А4 Борщевского месторождения ЗАО Санеко. Архипов В.С.2007
Следующее Месторождение: Поточное