Файл: Расчет сметной стоимости строительства эксплуатационной скважины на нефть на месторождении Зыбза глубокий Яр ооо рнюганскнефтегаз.docx

2.2 Геологическое строение

В строении месторождения Зыбза-Глубокий Яр принимают участие палеогеновые и неогеновые отложения (табл.1).

Таблица 1- Стратиграфия месторождения Зыбза-Глубокий Яр

Система	Отдел	Ярус	Свита	Подсвита	Индекс
Четвертичные	Q
Неоген	Плиоцен	киммерий	--	--	N2k
понт	N2p
Миоцен	меотис	N13m
сармат	N13s
конка	N12c
караган	N12krg
чокрак	N12ch
майкопские слои	верхний майкоп	Pg3
Палеоген	Олигоцен	средний майкоп
нижний майкоп  (хадум)
Эоцен	верхний	фораминиферовые слои	белоглинская (Ф6)	Pg23b
кумская (Ф5)	Pg23k
средний	хадыжская (Ф4)	Pg22h
калужская (Ф3)	Pg22kl
кутаисская  (Ф2)	Pg22kt
нижний	зыбзинская  (Ф1)	Pg21
Палеоцен	ильская	Pg12i
горячего ключа	ахтырская  (СГК4)	Pg12a
балки кипячей (СГК3)	Pg12k
псекупская  (СГК2)	Pg12p
шибик (СГК1)	Pg12sb
цице  (эльбурганская)	--	Pg11

---

В разрезе палеогена выделяются палеоценовые свиты (цице, горячего ключа, ильская), эоценовые свиты (зыбзинская, кутаисская, калужская, хадыженская, кумская, белоглинская) и олигоцен-миоценовые отложения (майкопские слои). В разрезе миоцена выделяются: чокракский, караганский, конкский горизонты, сарматский и меотический ярусы.

На большей территории месторождения миоцен трансгрессивно залегает на среднем майкопе, а в приосевой части складки – на более древних отложениях, чаще на кумской свите.

---

2.3 Нефтегазоносность пластов

Промышленные запасы нефти открыты в понтическом, миоценовом, майкопском, кумском горизонтах, в I горизонте калужской свиты, IIa горизонте зыбзинской свиты, IIб, III и IV горизонтах ильской свиты, в X – XII горизонтах свиты цице.

Залежи свободного газа открыты в V – IX горизонтах свиты горячего ключа. Залежи X – XII горизонтов свиты цице имели газовые шапки.

Участок Зыбза

В пределах участка выделяется четыре изолированные залежи, приуроченные к отложениям верхнего сармата, среднего и нижнего сармата, карагана и чокрака.

Глубины залегания нефтяных залежей в сармате 385 – 890 м, в карагане 512 – 895 м, в чокраке 681 – 1007 м.

Размеры залежей: З-1 (верхний сармат) 0,66х0,45 км, высота 210 м, З-2 (средний + нижний сармат) – 11,5х8 км, З-3 (караган) –13х6 км и З-4 (чокрак) – 11,74 х 4 км. Этаж нефтеносности сармата 514 м, карагана 439 м и чокрака 280 м.

Залежь З-1 выделена в северо-западной части участка Зыбза, в отложениях верхнего сармата при возвратах с нижележащих горизонтов, в 1949 – 1956 гг. Залежь имеет форму линзы. Вскрыта 38 скважинами. Общая толщина по скважинам изменяется от 2,6 до 25,4 м.

Пределы изменения эффективной толщины от 1,1 до 20,3 м.        

С юга, запада и востока залежь ограничена литологическим экраном, с севера – водонефтяным контактом.

ВНК принят на а. о. минус 679 м по нижним дырам перфорации в скважине № 000, где в интервале а. о. минус 669 – минус 679 м получен приток нефти дебитом 16,9 т/сут.

Тип залежи – литолого-стратиграфический. Площадь залежи 289,3 тыс. м2, эффективный объём – 1921,5 тыс. м3, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 6,6 м.

Залежь З-2 выделена в пределах основного продуктивнго горизонта сармата (средний+нижний сармат), вскрытого более чем в 355 скважинах. При движении на север, вверху разреза появляется непродуктивная песчано-глинистая пачка, увеличивающаяся по падению до 50 – 70 м.

Общие толщины достигают 244 м (скважина № 000 – на севере участка). Эффективные толщины изменяются от 0 до 100 м (в районе скважины № 000), причём толщины уменьшаются и выклиниваются, замещаясь полностью или частично глинистыми разностями по восстанию к югу и по простиранию к востоку и западу.

---

Залежь нефти литолого-стратиграфического типа, приурочена к моноклинали с северным падением. С юга, востока и запада залежь ограничена зоной выклинивания, с севера водонефтяным контактом. Границы выклинивания коллекторов в плане образуют заливообразную форму.

В южной части площади продуктивный горизонт сармата залегает на размытой поверхности майкопских слоёв.

Залежь нефти не имеет газовой шапки, но в результате эксплуатации в повышенной части её начала образовываться газовая шапка и при опробовании скважин №№ № 000, 139, 186 в 1951 – 1956 гг. получили приток газа. Кроме того, скважины, расположенные в повышенной части залежи, с 1951 г. начали переходить на подачу газа, а вблизи водонефтеного контакта – постепенно обводняться.

ВНК принят на а. о. минус 790 м по результатам опробования скважины № 13, где в интервале а. о. минус 727 – минус 790 м получен приток безводной нефти с начальным дебитом 7 т/сут.

Площадь залежи 3902 тыс. м2, объём – 92974 тыс. м3, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 23,8 м.

Залежь З-3 в пределах караганского продуктивного горизонта на участке Зыбза впервые была опробована в разведочных скважинах №№ 11, 12, 20, 23 в 1946 – 1949 гг., из которых получили приток тяжёлой нефти от 2,5 до 20 т/сут.

В пределах залежи находится 240 скважин. Граница распространения коллектора карагана смещается на север. На востоке и западе границей залежи является литологическое выклинивание коллекторов, а на юге экранирующая поверхность стратиграфического несогласия карагана с майкопскими слоями и с сарматом, на севере – водонефтяной контакт.

Залежь нефти в карагане не имела газовой шапки, но в результате эксплуатации в повышенной части её образовалась газовая шапка и скважины № 000 и № 000 при опробовании в 1950 – 1952 гг. дали приток газа, эксплуатационные скважины этой части залежи начали переходить на подачу газа.

Глубина залегания продуктивного горизонта карагана от 600 м на юге до 900 – 950 м на севере, а его толщина изменяется от 0 до 200 м. Залежь нефти литолого-стратиграфического типа, приурочена к моноклинали с северным падением, этаж нефтеносности 365 м. Эффективные толщины изменяются от 0 до 64 м.

---

К востоку, западу и к югу общие и эффективные толщины уменьшаются и выклиниваются, замещаясь полностью или частично глинистыми разностями.

Границы выклинивания коллекторов в плане образуют заливообразную форму. Залежь нефти представляет собой один залив и приурочен он к моноклинали с северным падением.

Площадь залежи 2470,7 тыс. м², объём – 39643,8 тыс. м³, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 16,0 м.

Залежь З-4 приурочена к отложениям чокрака. Граница распространения чокракского продуктивного горизонта смещается на север. В пределах залежи находится 115 скважин.

Общие толщины горизонта достигают 138 м. Эффективные толщины изменяются от 2,2 до 50,2 м.

К востоку, западу и к югу общие и эффективные толщины уменьшаются и выклиниваются, замещаясь полностью или частично глинистыми разностями.

Границы выклинивания коллекторов в плане образуют заливообразную форму. Залежь относится к литолого-стратиграфическому типу. Залежь приурочена к моноклинали с северным падением. С юга, запада и востока залеж чокракского горизонта ограничена литологическим экраном. С севера – водонефтяным контактом.

ВНК на западе залежи принят на а. о. минус 894 м по данным опробования и ГИС, ВНК на востоке принят на а. о.  минус 851 м по результатам опробования скважины № 5, где в интервале а. о. минус 838 – минус 851 м получен приток безводной нефти.

Площадь составляет 1364,9 тыс. м², объём – 14674,3 тыс. м³, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 10,8 м.

---