Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1990
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 4.89 км²
Рыбкинское нефтяное месторождение
Рыбкинское нефтяное месторождение открыто в 1990 году. Первооткрывательницей является скважина 166, пробуренная в своде Западно-Рыбкинского поднятия. В административном отношении Рыбкинское месторождение расположено на территории Новосергиевского района Оренбургской области.
В результате геологоразведочных работ, проведенных в 1987-1992 гг., на месторождении в продуктивном пласте Дфр-2 верхнефранского подъяруса выявлено 3 залежи нефти. Всего в процессе поисковых работ пробурено 3 скважины – 166, 167, 168, в 2 скважинах – 166, 168 получены фонтанные притоки нефти и ведется пробная эксплуатация, в скважине 167 получен приток нефти с водой.
Пласт Дфр-2 литологически представлен пористыми доломитами и известняками. Общая толщина пласта изменяется в значительных пределах, составляя 69,2 м (скв. 166), 81 м (скв. 168) и 20,4 м (скв.167). Во всех скважинах отмечено неоднородное строение пласта. В скважине 166 он представлен 15-ю пропластками толщиной от 0,8-1 м до 11,4 м при суммарной эффективной толщине 42 м. В скважине 168 выделены 9 пропластков, причем толщины их изменяются от 0,6-0,8 м до 1,2-1,4 м. Суммарная толщина эффективных прослоев составляет 9 м. В скважине 167 выделено 8 пропластков при суммарной эффективной толщине пласта – 12,2 м.
Западно-Рыбкинская залежь (скв. 166) выявлена в отложениях франского яруса. Она представлена чередованием плотных и проницаемых участков трещиноватых доломитов. Глубина залегания кровли проницаемых разностей составила 3872,8 м. Залежь вскрыта одной скважиной и имеет размеры 2× 1,8 км, высоту – 69,2 м.
Общая толщина пласта в скважине составляет 69,2 м, эффективная нефтенасыщенная – 42 м. Толщина пористых пропластков изменяется от 0,8 до 3,4 м, коэффициенты песчанистости и расчлененности равны 0,61 и 15 соответственно.
Пористость, по данным исследования керна, равно 9,8 % (отобрано 3 представительных образца) по ГИС – 10 %, для дальнейших расчетов принята 10 %. Нефтенасыщенность, по данным ГИС, составила 90 %, проницаемость по 3-м образцам – 9,138× 10-3 мкм2. Плотность нефти и пересчетный коэффициент определены по глубинной рекомбинированной пробам и приняты равными 844 кг/м3 и 799 кг/м3.
Северо-Жоховская залежь (скв. 168) также приурочена к пласту Дфр-2, представлен чередованием плотных и проницаемых разностей карбонатных пород. Глубина залегания составила 3871,6 м. Залежь вскрыта также одной скважиной, при опробовании интервала 3864-3890 м (-3698,9- 3724,9 м) получен приток нефти. Размеры залежи составили 1,9×1,5 км, высота – 41,3 м. Залежь массивного типа.
Положение ВНК определено на абсолютной отметке 3747,8 м, УПУ – 3728,1 м. Общая толщина пласта до предполагаемого ВНК составила 41,3 м, нефтенасыщенная – 4,4 м. Пласт представлен 9-ю пористыми пропластками, толщина которых изменяется от 0,6 до 1,4 м. Коллекторские свойтсва изучены по ГИС. Пористость изменяется от 6,5 % до 8%. Нефтенасыщенность, по данным ГИС, равна 94 % и 91 % соответственно. Плотность нефти и пересчетный коэффициент определены по глубинной пробе и приняты равными 800 кг/м3 и 0,544.
Южно-Жоховская залежь (скв. 167) открыта также в отложениях франского подъяруса. При опробовании в колонне интервала 3888-3892 м (-3776,1-3780,1 м) получен приток нефти с водой. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 3779,5 м, размеры залежи составили 0,7×1,9 км, этаж нефтеносности установлен равным 3,4 м. Пласт представлен 8-ю пористыми пропластками, коэффициент песчанистости – 0,598, расчлененности – 8, пористость определена по ГИС и керну. Всего отобрано 7 представительных образцов керна, средневзвешенное значение составило 10,5 %. По ГИС пористость равна 14 %. Нефтенасыщенность пропластков изменяется от 93 % до 94 5, составляя в среднем 93 %.
Плотность нефти и пересчетный коэффициент определены по глубинной пробе, отобранной в скв. 168, и приняты равными 800 кг/м3 и 0,544 соответственно.
Неоднородность продуктивных пластов по проницаемости.
Проницаемость продуктивного пласта Дфр-2 Рыбкинского месторождения изучена на 4-м кондиционным образцам кернового материала. По 3-м образцам скв. 166, среднее значение проницаемости составило 0,009 мкм2, по одному образцу скв. 167-0,102 мкм2, в целом среднее значение проницаемости по керну продуктивного пласта Дфр-2 равно 0,032 мкм2.
В связи с малым количеством определений проницаемости, для характеристики неоднородности 7 продуктивного пласта Дфр-2 по проницаемости можно использовать материалы по пласту Дγ афонинского горизонта Зайкинско-Росташинской группы месторождений с близкими фильтрационно-емкостными свойствами. В качестве аналога взято Зоринское месторождение, где в результате статистической обработки значений проницаемости по керну установлен закон распределения проницаемости и его параметры.
Промышленная нефтеносность месторождения связана с продуктивным пластом Дфр-2 девонской системы франского яруса. Продуктивные пласты характеризуются следующими геолого-промысловыми особенностями:
-значительной глубиной залегания (3870-3950 м);
-невысокой плотностью запасов, приходящихся на единицу площади (0,07-0,88 т/м2).
По величине извлекаемых запасов нефти Рыбкинское месторождение относится к группе мелких.
Источник: ХАРАКТЕРИСТИКА ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ РЫБКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЙ В СКВАЖИНАХ Фролова А.А., Ханнанова Ф.Ф. 2020
Следующее Месторождение: Западно-Новогоднее