Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1958
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия: Сейсмика
Площадь: 84.5 км²
Кулешовское месторождение
Кулешовское нефтяное месторождение открыто в 1958 г. и является крупнейшим в Самарской области. Месторождение приурочено к локальным поднятиям Кулешовского вала. Месторождение разрабатывается с 1960 г. и на сегодняшний день находится на завершающей стадии разработки. По среднекаменноугольным отложениям месторождение представляет собой ассиметричную брахиантиклиналь. Кулешовское месторождение относится к числу многопластовых, характеризуется сложными условиями залегания залежей, невыдержанностью толщин и изменчивостью коллекторских свойств продуктивных пластов.
Разрез пород, участвующих в строении месторождения, представлен отложениями среднего и верхнего девона, каменноугольной, пермской, триасовой и юрской систем. Породы кристаллического фундамента залегают на глубине 3300-3400 м. Месторождение приурочено к брахиантиклинальной платформенной складке, расположенной в западной части широтной Кулешовской тектонической зоны. В разрезе месторождения нефтегазонасыщение установлено: в терригенном девоне (пласты ДI, ДII, ДIII и ДIV), в среднем карбоне (пласт А4 башкирского яруса, пласты А1, А2 и А3 верейского горизонта и пласт А0 каширского горизонта), в верхнем карбоне (пласты CI и СII) и нижней перми (кунгурский ярус). В отложениях турнейского яруса и угленосного горизонта нефтеносность до настоящего времени не выявлена.
По отложениям среднего карбона геологическое строение Кулешовского месторождения представляется в виде асимметричной брахиантиклинали юго-восточного простирания с более крутым северным и пологим южным крыльями.
Основные продуктивные залежи (по запасам) - пласт А4 башкирского яруса и пласт А3 верейского горизонта, которые в настоящее время введены в разработку.
Геологический разрез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона, перми и четвертичными образованиями.
Осадочная толща сложена отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем. Глубины залегания продуктивных горизонтов от 600 до 3640 м. Всего на месторождении установлено 15 залежей нефти в терригенных и карбонатных отложениях карбона, терригенных породах верхнего и среднего девона (рисунок 9.2). Две газонефтяные залежи установлены в кунгурском ярусе нижней перми. Пласты-коллекторы представлены доломитам. Эффективная газонасыщенная толщина варьируется от 1 до 34 м, пористость коллекторов составляет 5-25 %, проницаемость 0,025 мкм2. Амплитуда залежи 18 м. Нефтяные залежи пластовые сводовые, с газовой шапкой. Залежь нефти в гжельском ярусе приурочена к органогенно-обломочными известняками. Эффективная толщина составляет 10 м, пористость 2-6%, проницаемость 0,015 мкм2.
Залежи нефти в отложениях окского (пласты О1 и О2) надгоризонта установлены только на Западном куполе Кулешовского поднятия. Пласты-коллекторы сложены доломитами и известняками, залегающими среди пачки ангидрита на глубине 2040 м. В восточной части структуры выделяется зона замещения коллектора. Прослой ангидритов, разделяющий продуктивные пласты, характеризуется высокой степенью прерывистости, зачастую имеет незначительную толщину и местами полностью отсутствует в ряде скважин, поэтому пласты рассматриваются как единый объект разработки.
Залежь нефти на Западном куполе имеет размеры 2х1,5 км, амплитуда залежи – 60 м. Залежь нефти пластовая, литологически экранированная. Пористость коллекторов оскского надгоризонта составляет 12%, нефтенасыщенность 86%, проницаемость 19 мД.
Рисунок 1 – Геологическое строение Кулешовского месторождения
Плотность пластовой нефти – 761,0 кг/м3, газосодержание – 70 м3/т, динамическая вязкость нефти – 1,79 мПа·с. В верейском горизонте нефтеносны песчаники, переслаивающиеся с алевролитами. Эффективная толщина составляет 1-30 м, пористость 11-26%, проницаемость 0,172 мкм2.
Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами характеризуются отложения бобриковского горизонта. Нижнепермские карбонаты имеют меньшие значения пористости и проницаемости. Физико-химические свойства нефти месторождения изменяются вверх по разрезу. Наиболее легкие малосернистые нефти характерны для девонских отложений: плотность 0,792-0,794 г/см3, содержание серы 0,21-0,37 %, парафина 4,9 -5,6 %.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Кулешовский участок в нефтегазоносном отношении расположен в пределах Кулешовско-Малаховского НГР Самарской области на границе с Бобровско-Покровской ЗНГН Северо-Бузулукского НГР Оренбургской области. Вблизи Кулешовского месторождения расположены такие месторождения как: Бариновско-Лебяжинское, Утевское, Зуевское, Верхне-Ветлянское, Бобрыкинское, Баженовское, Первомайское, Ерыклинское и др.
Кулешовское месторождение относится к числу крупнейших в Самарской области. Геологический разрез месторождения сложен отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов общей толщиной 3700 м.
Изученность бурением отдельных частей Кулешовского месторождения неравномерна. Сравнительно слабо изучена самая нижняя часть разреза - среднего и верхнего девона, где выявлены промышленные залежи нефти в пласте DIV – на Западном куполе, в пласте Dk – на Отрожском поднятии. По материалам ГИС выделены нефтенасыщенные интервалы в пласте DIV на Центральном куполе и в пласте Dk на Благодаровском и Корнеевском поднятиях.
Освещенность бурением вышележащих отложений верхнего девона и нижнего карбона, особенно карбонатных отложений турнейского яруса, терригенных пород бобриковского горизонта и сульфатно-карбонатных осадков окского надгоризонта, достаточно высокая. Промышленные залежи нефти были открыты на Западном куполе в пластах Б2 бобриковского горизонта, а также в пластах О1+О2, О3, О4, О5 окского надгоризонта. Кроме того, залежь открыта на Корнеевском поднятии в пласте О2. В пласте В1 турнейского яруса и Б2 бобриковского горизонта по материалам ГИС выделяются нефтенасыщенные интервалы на Благодаровском поднятии.
Наиболее изучены бурением карбонатные отложения башкирского яруса, а также терригенные отложения верейского горизонта. На Западном куполе открыта небольшая залежь в пласте А5 в серпуховском ярусе. Самые крупные залежи нефти открыты в пластах А4 башкирского яруса и А3 верейского горизонта на Центральном куполе. Кроме того, промышленные залежи нефти в пластах А4 и А3 открыты на Западном и Благодаровском поднятиях. Пласт А2 промышленно нефтеносен на Западном и 37 Центральном куполах. Перспективные залежи нефти по материалам ГИС выявлены в пласте А2 на Центральном куполе, а также на Благодаровском поднятии.
Нефтегазоносные комплексы
На Кулешевской площади в пределах изучаемого интервала развреза залежи нефти содержатся в эмско-франском (I НГК), франско-турнейском (II НГК), визейском (III НГК), окско-башкирском (IV НГК) нефтегазоносных комплексах.
Эмско- франкский НГК Эмско-франский НГК выделен в объеме эйфельского яруса (пласт DVʹ), воробьевского (пласт DIV), ардатовского (пласт DIIIʹ), пашийского (пласт DI) и тиманского (пласт Dk) горизонтов.
Пласт DVʹ эйфельского яруса На юго–восточном склоне Корнеевского участка Кулешовского выступа кристаллического фундамента появляются терригенно-карбонатные отложения эйфельского яруса, в кровельной части которого были прослежены нефтенасыщенные песчаники пласта DVʹ. Пласт развит в пределах юго- восточной части Корнеевского поднятия и выклинивается к северу в сторону выступа фундамента. На всех других поднятиях Кулешовского поднятия пласт DVʹ отсутствует. Литологически пласт представлен песчаниками неравномерно глинистыми, слабопроницаемыми, нефтенасыщенными, местами плотными. Тип залежи пластовый, тектонически экранированный. В сводовой части пласт отсутствует в связи с развитием здесь выступа кристаллического фундамента. Количество проницаемых прослоев в пределах продуктивной части пласта меняется от 1 до 4, а их толщина - от 0,7 до 10,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 4,2 до 10,5 м, пористость 12 %, проницаемость 0,018 мкм2 .
Пласт DIV воробьевского горизонта Среди глинисто-алевролитовой пачки воробьевских слоев залегают песчаники пласта DIV. Залежи нефти пласта DIV приурочены к небольшим поднятиям Западного и Центрального куполов. Покрышкой является пачка (15-25 м) глинисто-алевролитовых пород, залегающих в подошве ардатовского горизонта. Тип залежи пластовый, литологически экранированный. В самой сводовой части Центрального купола пласт отсутствует в связи с развитием здесь локального выступа кристаллического фундамента. В пределах нефтенасыщенной части пласта выделяется один проницаемый прослой, толщина которого составляет 4,8 м, пористость 12 %, проницаемость 0,018 мкм2 .
Пласт DIIIʹ ардатовского горизонта Среди мощной пачки глинистых отложений ардатовского горизонта залегает песчаный пласт DIIIʹ. Залежь нефти пласт DIIIʹ установлена только на Центральном куполе. На Западном куполе пласт DIIIʹ уплотнен, а на Благодаровском поднятии по данным ГИС выделяются два возможно нефтенасыщенных прослоя, однако оценить их коллекторские свойства невозможно по причине отсутствия необходимого комплекса ГИС. . Тип залежи пластовый, литологически экранированный. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 3,9 до 11,3 м, пористость 16 %, проницаемость 0,147 мкм2 .
Пласт DI пашийского горизонта залегает в кровельной части пашийского горизонта. Покрышкой служит глинистая толща и пачка заглинизированных карбонатных пород, залегающих в подошвенной части тиманского горизонта. На Кулешовском месторождении залежи нефти в пласте DI установлены на Отрожском, Благодаровском и Корнеевском поднятиях. На Центральном и Западном куполах они отсутствуют. Тип залежи пластовый, литологически экранированный. Количество проницаемых прослоев в пределах продуктивной части пласта меняется от 1 до 4, а их толщина - от 0,5 до 9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 0,6 до 15,3 м, пористость 14 %, проницаемость 0,065 мкм2 .
Пласт Dk тиманского горизонта приурочен к песчаникам, которые залегают среди глин в верхней части тиманского горизонта. Покрышкой служит глинистоалевролитовая пачка пород толщиной 15 м, залегающая в кровле тиманского горизонта. Пласт Dk продуктивен на Верхне-Ветлянском и на Зуевском месторождениях, расположенных западнее участка. На Кулешовском месторождении предполагается перспективная залежь нефти пласта Dk на Благодаровском поднятии. Тип залежи пластовый, литологически экранированный. В пределах продуктивной части пласта выделяется один эффективный нефтенасыщенный пропласток толщиной 3,6 м, пористость 14 %, проницаемость 0,065 мкм2 .
Франско-турнейский НГК
Франско-турнейский НГК выделен в объеме турнейского яруса (пласт В1). Верхнефранские и фаменские отложения на участке по данным ГИС сложены непроницаемыми заглинизированными карбонатами с плотными прослоями.
Пласт В1 турнейского яруса приурочен к верхней части турнейского яруса, сложенного преимущественно карбонатными породами – известняками темно-серыми, глинистыми, органогенными, иногда сильно перекристаллизованными, крепкими, прослоями кавернозными и неравномерно пористыми и глинами черными, уплотненными. Покрышкой залежи служат глинистые породы нижней части бобриковского горизонта толщиной около 15-20 м. Перспективная залежь нефти предполагается по материалам ГИС только на Благодаровском поднятии. На Западном и Центральном куполах нефтенасыщение отмечается лишь в единичных скважинах. Нефтеносность этой залежи выявлена по материалам ГИС, данными опробования не подтверждена, керн из нефтенасыщенной части пласта не отбирался. Количество проницаемых прослоев в пределах продуктивной части пласта меняется от 1 до 2, а их толщина - от 1,4 до 5,9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 2 до 3,9 м, пористость 12 %, проницаемость 0,005 мкм2 . Тип залежи пластовый, литологически экранированный. (рис. 6) Рисунок 6. Геолого-литологический профиль продуктивного пласта В-1 турнейского яруса [15] 3.2.3.
Визейский НГК
Визейский нефтегазоносный комплекс выделен в объеме бобриковского (пласт Б2) и тульского (пласт Б0) горизонтов.
Пласт Б2 бобриковского горизонта приурочен к песчаникам, залегающим в верхней части бобриковского горизонта среди глинистых отложений. Песчаники 40 кварцевые, мелкозернистые, с карбонатным цементом. Покрышкой залежи служит глинисто-алевролитовая пачка пород в кровельной части бобриковского горизонта и карбонатная толща нижней части тульского горизонта («тульская плита») суммарной толщиной около 40 м. Пласт образует залежи пластового типа, иногда литологически ограниченные, пористость 18 %, проницаемость 0,628 мкм2 . На Кулешовском месторождении залежь нефти выявлена только на Западном куполе. На Центральном куполе и Благодаровском поднятии по данным ГИС нефтенасыщение отмечается только в единичных скважинах.
Пласт Б0 тульского горизонта приурочен к песчаникам, которые залегают среди карбонатно-глинистых отложений тульского горизонта. Пласт Б0 нефтеносен только на Западном куполе. На Центральном куполе и Благодаровском поднятии пласт по данным ГИС водонасыщен или замещен плотными породами.
Окско-башкирский НГК
Окско-башкирский нефтегазоносный комплекс выделен в объеме окского надгоризонта (пласты О1-5), серпуховского (пласт А5)и башкирского (пласт А4) ярусов. Пласты О1+О2, О3, О4, О5 окского надгоризонта сложены доломитами, реже известняками, разобщенными ангидритами и ангидритизированными доломитами, являющимися локальными или зональными покрышками. Сульфатно-карбонатные породы окского надгоризонта, в верхней части которого и залегают пласты-коллекторы, перекрыты 30-метровой глинистой пачкой тарусского горизонта – региональной покрышкой. Залежи нефти в отложениях окского надгоризонта выявлены на Западном куполе (пласты О1-5) и на Корнеевском поднятии (пласт О2). На Центральном куполе и Благодаровском поднятии окские пласты по данным ГИС водонасыщены или замещены плотными породами. Количество проницаемых прослоев в пределах продуктивной части пласта меняется от 1 до 4, а их толщина от 0,4 до 4,3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 1,6 до 4,4 м, пористость 10 %, проницаемость 0,032 мкм2 . . Тип залежи пластовый, литологически экранированный..
Пласт А5 серпуховского яруса выделяется в кровельной части серпуховского яруса и сложен карбонатными породами, представлен пористыми известняками и 41 доломитами. Пласт нефтенасыщен только на Западном куполе. На Центральном куполе и Благодаровском поднятии он по данным ГИС водонасыщен.
Пласт А4 башкирского яруса выделяется в кровельной части башкирского яруса и сложен, в основном, мелкокристаллическими, кавернозными и участками трещиноватыми известняками. Пласт отличается значительной неоднородностью. Изолирующей покрышкой служат глины верейского горизонта. На Кулешовском участке пласт А4 промышленно нефтеносен на Западном и Центральном куполах, а также на Благодаровском поднятии. Залежи массивного типа. В пределах нефтенасыщенной части на Благодаровском поднятии пласт состоит из 1–5 проницаемых прослоев, а толщина этих прослоев изменяется от 0,6 до 16,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 1,8 до 17,8 м, пористость 11—34 %, проницаемость 0,044—0,108 мкм2 . Геолого-литологический профиль продуктивных пластов А-3 верейского горизонта и А-4 башкирского яруса [15] 42 3.2.5
Верейский НГК
В разрезе верейского НГК выделяются терригенные пласты верейского горизонта, литологически представленные серыми, мелкозернистыми песчаниками. Песчаники образуют три разобщенных пласта (А3, А2, А1), имеющих промышленное значение. Песчаные пласты А2 и А1 непостоянны по толщине и местами замещаются по простиранию глинами.
Пласт А1 приурочен к кровельной части верейского горизонта, покрышкой для него служат вышележащие плотные, непроницаемые известняки каширского горизонта. На Кулешовском месторождении пласт А1 нефтенасыщен на Центральном куполе. На Благодаровском поднятии по данным ГИС пласт А1 водонасыщен. Залежь пласта связана с линзами песчаников, залегающими среди плотных глинистых пород. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 0,8 до 15,4 м, пористость 19 %, проницаемость 0,062 мкм2 . Залежь пластовая, литологически экранированная.
Терригенные пласты А2 и А3 расположены в средней и нижних частях верейского горизонта. На Кулешовском месторождении пласт А2 нефтенасыщен на Западном и Центральном куполах, а пласт А3 нефтенасыщен на Кулешовском и Благодаровском поднятии.
Пласт А2 расположен в средней части верейского горизонта и состоит из отдельных линз песчаника, которые разобщены между собой, что затрудняет их корреляцию, пласт отсутствует в пределах восточного и юго-восточного крыльев Кулешовской структуры. Пласт А2 от пласта А1 отделяется пачкой глинистых пород, ее толщина составляет 1,9-13,2 м на Центральном куполе и 5,7–16,7 м на Благодаровском поднятии. Нефтенасыщенность пласта А2 установлена на Центральном куполе и перспективна на Благодаровском поднятии. На центральном куполе проницаемые прослои пласта А2 по площади не выдержаны, нередко замещаются плотными, непроницаемыми породами и образуют изолированные и замкнутые линзы На Благодаровском поднятии нефтеносность пласта А2 выявлена по материалам ГИС. Опробование не проводилось. Керн из нефтенасыщенной части пласта не отбирался. В продуктивной части пласта количество проницаемых прослоев меняется от 1 до 3, а их толщина - от 0,8 до 3,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 1,1 до 4,9 м, пористость 15 %, проницаемость 0,005 мкм2 . 43 Тип залежи пластовый, литологически экранированный. Отмечается наличие обширных зон замещения на западе и востоке залежи.
Пласт А3 верейского горизонта приурочен к нижней части песчано-глинистых отложений верейского горизонта. Нефтяные залежи в пласте А3 установлены на Западном и Центральном куполах и Благодаровском поднятии. Тип залежи пластовый, литологически-экранированный. В пределах нефтенасыщенной части на Благодаровском поднятии пласт состоит из 1–5 проницаемых прослоев, а толщина этих прослоев изменяется от 0,7 до 24,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 1,5 до 24,3 м, пористость 11—26 %, проницаемость 0,172 мкм2 .
Геолого-литологический профиль продуктивных пластов А-3 верейского горизонта и А-4 башкирского яруса
Состав нефти и растворенного газа
Физико-химические свойства нефтей месторождения изменяются вверх по разрезу. Наиболее легкие малосернистые нефти характерны для девонских отложений: плотность 0,792-0,794 г/см3 , содержание серы 0,21-0,37 %, парафина 4,9-5,6 %.
В каменноугольных и нижнепермских отложениях плотность нефти колеблется от 0,804 до 0,833 г/см3 , содержание серы 0,67-1,42%, среднее содержание парафина составляет 5,25 %. Начальные дебиты: в нижней перми 6 т/сут нефти и 21,5 тыс. м3 /сут газа; в гжельском горизонте 60 т/сут нефти, верейском — до 196 т/сут, башкирском ярусе — 44—310 т/сут, девоне — 70 т/сут. Растворенный в нефти газ тяжелый, жирный, содержит 56 % гомологов метана. В газе содержится до 2,8% сероводорода. Газовый фактор 23,5-221 м3 /т.
Рис. 1. Геолого-литологический профиль отложений каширского и верейского горизонтов и башкирского яруса Кулешовского месторождения по линии скважин 62, 423, 319, 103, 421, 102.
>
Песчаники: 1 - нефтеносные; 2 - водоносные. Известняки: 3 - нефтеносные; 4 - водоносные; 5 - уплотненные участки пласта; 6 - интервал перфорации; 7 - отмеченная открытая трещина.
>
Рис. 2. Карта разработки пласта А4 башкирского яруса Кулешовского месторождения.
Скважины: 1 - пробуренные, эксплуатирующие пласт А4; 2 - проектные эксплуатационные; 3 - эксплуатационные, резервные первой очереди бурения; 4 - нагнетательные, пробуренные и находящиеся в бурении; 5 - нагнетательные проектные. Пьезометры: 6 - пробуренные; 7 - проектные; 8-скважины контрольные; 9 -контур нефтеносности. Зоны со степенью трещиноватости: 10 - с высокой; 11 - со средней; 12 - с низкой; 13 - обводненные зоны.
>
Рис. 3. Динамика добычи нефти пластового давления, количества работающих эксплуатационных скважин по пласту А4 Кулешовского месторождения.
Q - отбор нефти т/сутки; Р - пластовое приведенное, ат; n -число скважин. Кривые скважин показывают динамику давления во времени.
Рис. 4. Карта разработки пласта А3 верейского горизонта Кулешовского месторождения.
>
Скважины: 1 - пробуренные, эксплуатирующие пласт A3; 2 - проектные эксплуатационные;3 - эксплуатационные, резервные первой очереди бурения; 4 - нагнетательные пробуренные и находящиеся в бурении; 5 - нагнетательные проектные.
Пьезометры: 6- пробуренные; 7 - проектные. Контур нефтеносности: 8 - внешний; 9 - внутренний; 10 - линия выклинивания пласта; 11 - линия выклинивания пласта.
Рис. 5. Динамика пластового давления, отбора нефти и число скважин эксплуатирующих пласт А3 Кулешовского месторождения.
>
n - число скважин; Q - отбор нефти, т/сутки, Р - давление, ат. Кривые скважин показывают динамику давления во времени.
Минибаев Рафаэль Русланович
Прогнозирование структурных ловушек в осадочном чехле на основе
реконструкции структур методом объемного балансирования (по
материалам Кулешовского ГН месторождения, Самарская область)
http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1963/10/Stat/stat05.html
Следующее Месторождение: Старицкое