Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1968
Источник информации: ПП_2019г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 4.23 км²
Пионерское нефтегазовое месторождение
Рельеф района представляет собой равнину, слабо всхолмленную (а.о. от +30 до +50 м), с редкой сетью ложбин и балок. По природным условиям местность относится к степной безлесной зоне. Климат континентальный, со среднегодовой температурой +4ºС.
Геологическое строение района и месторождения
В геологическом строении Пионерского месторождения принимают участие отложения кайнозойского, мезозойского и палеозойского возрастов. В разрезе частично отсутствуют породы верхнего мела и верхней юры, полностью отсутствуют триасовые, пермские и частично верхнекаменноугольные отложения.
В тектоническом отношении площадь работ входит в Рязано-Саратовский прогиб, осложнённый Степновским сложным валом. Район осложнён рядом тектонических нарушений, прослеженных по данным сейсморазведочных работ и региональных геологических построений. Амплитуда сбросов изменяется от 20 до 60 м.
Погребённое Пионерское поднятие прослеживается по горизонтам нижнего структурного этажа – от терригенной толщи верхнего девона до поверхности фундамента.
Коллектора пласта D2 IV приурочены к известнякам верхней части ардатовского горизонта.
Пионерское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1968 году.
В результате проведения сейсморазведочных работ, поискового бурения и опробования установлена промышленная продуктивность в отложениях среднего девона. Залежи приурочены к пластам D2-IV, D2-IVа и D2-IVб ардатовского горизонта, пластам D2V и D2VI воробьёвского горизонта и к морсовским отложениям.
Пласт D2 IVардатовского горизонта был впервые опробован в 1971 году в скважине 41. Опробование было проведено в открытом стволе совместно с пластом D2-IVа, получен приток газа дебитом 120 тыс. м3/сут.
Запасы свободного газа по пласту D2IV были впервые подсчитаны по состоянию на 1.01.2000 г. по трём участкам: район скважины 100, район скважины 103, район скважин 41, 92, 116. Утверждённые протоколом ЦКЗ МПР РФ №295-2000(м) от 21.03.2001 г. запасы свободного газа составили: по категории С1 – 9 млн. м3 (район скважины 100), по категории С2 – 30 млн. м3 (район скважины 103 – 9 млн. м3, район скважин 41, 92, 116 – 21 млн. м3).
На 1.01.2001 г. из скважины 100 было добыто 9 млн. м3, из скважины 116 - 11 млн. м3 свободного газа. В связи с несоответствием добычи и числящихся на балансе запасов свободного газа был произведён пересчёт запасов в районе скважины 100. В результате переинтерпретации данных ГИС за счёт уточнения граничных значений подсчётных параметров произошло уточнение в сторону увеличения газонасыщенных толщин, коэффициента газонасыщенности, площади залежи. Запасы категории С2 по району скважины 116 в количестве 21 млн. м3 переведены в категорию С1.
Геофизические исследования
Коллекторскими свойствами в разрезе Пионерского месторождения в ардатовских отложениях (пласт D2IV) обладают известняки чистые и доломитизированные.
Для пластов-коллекторов ардатовских отложений характерно наличие прямых качественных признаков по ГИС: глинистой корки на каверномере (ДС); положительных приращений по микрозондам, отрицательных аномалий на кривых ПС.
Косвенными признаками коллектора является снижение показаний на кривых НГК при невысоких значениях ГК.
Граничное значение нижнего предела коэффициента пористости для ардатовских отложений Кп гр = 4%.
Нефтегазоносность месторождения
Пионерское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1968 году. Промышленная продуктивность установлена в отложениях среднего девона. Залежи приурочены к пластам D2 IV, D2 IVа и D2 IVб ардатовского горизонта, пластам D2V и D2VI воробьёвского горизонта и к морсовским отложениям.
Газовая залежь в верхней карбонатной части ардатовского горизонта выявлена в 1998-2002 гг. в результате опробования скважин 100, 103 и 116, из которых были получены притоки газа дебитом 74-152 тыс. м3/сут.
Первоначально выделялись три литологические залежи, приуроченные к биогермным постройкам в районах скважин 100, 103 и 116. Однако, учитывая результаты переинтерпретации ГИС и данные эксплуатации скважин была выделена единая тектонически экранированная литологическая залежь, флюидоупором для которой служат глины муллинского горизонта.
Размеры залежи составляют 0.85-1.25×3 км при высоте до 80 м. Площадь газоносности составляет 2712 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 17687 тыс. м3. Средняя газонасыщенная мощность равна 6,5 м.
Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов
Лабораторные исследования литологических и петрофизических свойств пород-коллекторов пласта D2 IVи пород муллинского флюидоупора не проводились.
Коллектора пласта D2 IVпредставлены карбонатными отложениями. Эффективные газонасыщенные мощности пласта изменяются от 0.5 (скважина 91) до 61.7 м (скважина 116).
Значения коэффициента пористости, определённые по ГИС, составляют 0.035-0.100 д.ед. Средневзвешенное значение пористости по залежи равно 0.06 д.ед.
Значения коэффициента газонасыщенности, определённые по ГИС, составляют 0.480-0.891 д.ед. Средневзвешенное значение газонасыщенности по залежи равно 0.79 д.ед.
Физико-химическая характеристика флюидов
Свободный пластовый газ пласта D2IV ардатовского горизонта содержит: этана – 7.87%, пропана – 2.42%, бутанов – 1.05%, азота – 7.417%, гелия – 0.033%. Содержание сероводорода не определялось.
Источник: Отчет о научно-исследовательской работе «Подсчет запасов свободного газа Пионерского месторождения (ардатовский горизонт пласт D2IV)»/ А.Н. Бабушкина, Т.В. Родина и др., 2006
Следующее Месторождение: Ново-Городецкое (Оренбург/Самара)