Подсчет запасов газа Коробочкинского ГКМ

Аттестационная работа

на тему: Подсчет запасов газа Коробочкинского ГКМ

Москва, 2011

Введение

Коробочкинское газоконденсатное месторождение открыто в 1979 году. В результате проведения поисково-разведочных работ на площади были выявлены и подготовлены к эксплуатации газовые залежи горизонтов В-14, В-17-19, В-21-24 в отложениях визейского яруса нижнего карбона.

Утвержденные ГКЗ в сентябре 1984 года начальные запасы углеводородов: балансовые запасы свободного газа по категории С₁- 3996 млн. м³; по категории С₂ - 194 млн. м³.

Наличие утвержденных ГКЗ запасов углеводородов, продуктивных технически пригодных для эксплуатации скважин из разведочного фонда, а также близость потребителей газа (ряд близлежащих населенных пунктов) обусловили необходимость разработки Коробочкинского месторождения.

В 1985 году на утвержденные ГКЗ СССР запасы был составлен проект разработки. В соответствии с "Проектом разработки…" [6] предусматривалось пробурить 8 эксплуатационных скважин.

По результатам сейсморазведочных работ, эксплуатационного бурения было уточнено геологическое строение месторождения, в частности изменились подсчетные площади, получены новые данные о коллекторских свойствах пород продуктивных горизонтов, что вызвало необходимость внести коррективы в подсчитанные ранее запасы газа.

На основании новых данных мы пересчитали начальные запасы газа объемным методом

1. Общие сведения о месторождении

Коробочкинское месторождение расположено на территории Чугуевского района Харьковской области.

Вблизи месторождения расположены населенные пункты: с. Граково, Лебяжье, Коробочкино. Районный центр г. Чугуев расположен в 20 км северо-западнее месторождения. Через месторождение с северо-запада на юго-восток проходит автомагистраль Харьков - Ростов, несколько севернее - железнодорожная магистраль Харьков-Купянск. Ближайшая железнодорожная станция Граково находится в 4 км южнее месторождения. Населенные пункты связаны между собою грунтовыми дорогами, реже дорогами с асфальтовым покрытием.

В 30 км от месторождения проходит газопровод Шебелинка - Москва.

В орографическом отношении Коробочкинская площадь представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную долиной р. Гнилица, балками и оврагами. Абсолютные отметки колеблются в пределах 133,4- 160,3 м над уровнем моря.

Ландшафт степной с сетью лесополос.

Климат района умеренно континентальный. Среднегодовая температура воздуха составляет +5⁰ - +8⁰С, максимальная - +30⁰С (июль - август), минимальная - -30⁰С (январь). Глубина промерзания грунта до 1,2 м. Среднегодовое количество осадков около 500 мм. Ветры, в основном, сухие северо-восточного направления.

Изучение геологического строения месторождения связано с изучением северной прибортовой и бортовой зоны ДДВ. В 1948-1949 г.г. гравиметрическими работами установлен региональный Шевченковский минимум силы тяжести.

Структурно-картировочным бурением 1948-1952 г.г. по подошве киевского яруса палеогена были выявлены Балаклейско-Савинское, Бригадировское, Шевченковское, Североголубовское, Червонодонецкое, Старопрокоповское поднятия.

В 1975 году были выполнены наблюдения КМПВ-ГСЗ по профилям Шевченково - Близнецы и Чугуев - Боровая, определена глубина залегания кристаллического фундамента.

В 1976 году сейсмопартией 269/76 треста «Днепрогеофизика» выявлено Коробочкинское палеозойское поднятие, закартированное по двум отражающим горизонтам: башкирский ярус среднего карбона и визейский ярус нижнего карбона. Эти построения послужили основанием для ввода структуры в глубокое поисково-разведочное бурение на весь каменноугольный комплекс отложений вплоть до кристаллического фундамента. В 1978 году бурением скважин 2 и 1 началось глубокое поисково-разведочное бурение на Коробочкинском и Ртищевском сводах, с задачами по изучению геологического строения и нефтегазоностности каменноугольных отложений. И в 1979 году было открыто Коробочкинское месторождение с залежами газоконденсата в отложениях нижнего карбона (на Коробочкинском своде).

В этом же году был получен промышленный приток газа в скв. 1, пробуренной на Ртищевском своде.

В 1977-1978 г.г. сейсмопартией 269/79-78 треста «Днепрогеофизика» к востоку от Коробочкинского поднятия выявлен и детализирован Лебяжинский свод по отражающему горизонту среднего и нижнего карбона. В 1979 году начато бурение на Лебяжинском своде и в 1980 году в скважине 1 из визейских отложений нижнего карбона получен промышленный приток газа.

На данный момент в разработке находятся залежи горизонтов В-14-24 Коробочкинского, С-3, В-14-18 Ртищевского и В-14-16, В-17-18 Лебяженского блока. Эксплуатация осуществляется 10 скважинами.

Горизонт С-3 Ртищевского блока эксплуатируется скв. 11, которая работает периодически в связи с низкими коллекторскими свойствами, горизонт В-14-18 дренируется скважиной 6.

Коробочкинский блок разрабатывается скважинами 50 (горизонты В-14-24), 53 (В-21-24), 54 (В-14-16), 55 (В-21), 56 (В-14-24).

Разработка горизонта В-14-16 Лебяженского блока осуществляется скважиной 1, горизонта В-17-18 скважиной 100.

2. Геологическое строение района и месторождения

 

.1 Стратиграфия

Геологическое строение района работ является типичным для Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ). Большая его часть располагается в северной прибортовой части впадины, где наиболее древними из вскрытых пород фанерозоя являются верхне- и среднедевонские отложения, залегающие на глубине около 5000 м. Ближе к бортовой зоне на глубинах 3200-3800 м вскрыт докембрийский кристаллический фундамент. На более высоких стратиграфических уровнях залегают палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения (Приложение 1).

Наиболее древними из вскрытых отложений являются образования докембрия. Кристаллический фундамент на Корбочкинском месторождении залегает на глубине 3460- 3750 м.

Докембрийские образования (РЄ)

Породы кристаллического фундамента обнаружены только в бортовой части ДДВ, к которой собственно и приурочено Коробочкинское месторождение. На месторождении докембрий вскрыт всеми скважинами Ртищевского, Коробочкинского и Лебяженского поднятий и представлен серыми, розовато-серыми крупнокристаллическими гранитами, гранито-гнейсами и кристаллическими сланцами.

Верхняя часть разреза имеет видоизмененный облик и представляет собой кору выветривания по породам фундамента, состоящую из гравийно-песчаных образований кварцевого состава, темно-серой окраски, с неясной сланцеватостью. Основная цементирующая масса состоит из перекристализованного гидрослюдистого вещества, серицита, каолинита.

Вскрытая мощность фундамента составляет от 10 м (скв. 5) до 116 м (скв. 4).

Палеозойская эратема (PZ).

Девонская система (D)

Девонские отложения широко распространены в пределах ДДВ. В центральной части впадины они вскрыты на глубинах примерно 10000-5000 м. Представлена девонская система алевролитами, известняками, песчаниками, различными эвапоритами. В разрезе девона ДДВ в настоящее время известны только два отдела - средний и верхний. В среднем девоне установлены отложения эйфельского и живетского ярусов, в верхнем - франского и фаменского. Залегает девон с несогласием непосредственно на породах докембрия [ 3 ].

В северо-восточной бортовой зоне девонская система выклинивается, поэтому на Коробочкинском месторождении эти отложения отсутствуют.

Каменноугольная система (С)

В центральной части ДДВ карбон залегает на девонских отложениях с несогласием и представлен всеми тремя отделами - нижним, средним и верхним. На территории месторождения каменноугольная система несогласно залегают на размытой поверхности кристаллического фундамента.

Нижний отдел (С₁)

В составе отдела выделяются турнейский, визейский и серпуховский ярусы. Отличительной чертой нижнедевонских отложений является последовательное изменение их состава с юго-востока на северо-запад от преимущественно карбонатных и карбонатно-аргиллитовых морских толщ к сероцветным терригенным прибрежно-морским и лагунным до пестроцветных континентальных.

Турнейский ярус (С₁t)

Турнейские отложения в районе работ несогласно залегают на девоне и представлены равномерным чередованием аргиллитов, песчаников и известняков. Максимальная мощность 60 м. В северо-западном направлении ярус полностью выклинивается, поэтому на территории месторождения турнейский ярус не выделяется.

Визейский ярус (С₁v)

Визейские отложения характеризуются максимальной площадью распространения. Они трансгрессивно залегают на различных стратиграфических уровнях турнейского яруса, девона, а в пределах некоторых участков бортов впадины - на докембрийских образованиях. Полнота разреза и мощность отложений визейского яруса колеблется в широких пределах. В северо-западном направлении наблюдается последовательное выклинивание нижневизейских отложений.

Нижний визе несогласно залегает на размытой поверхности фундамента. Для него характерно существенное возрастание роли известняков, которые в верхней части разреза начинают доминировать. Терригенные отложения преобладают лишь в прибортовой северо-западной зоне, это в основном глинистые и углистые образования наземного происхождения. Мощность подъяруса в приосевых частях впадины до 60 м, в бортовой части наблюдается его полное выклинивание.

На Коробочкинском месторождении разрез палеозоя начинается с нижневизейского подьяруса, который выражен толщей известняков с редкими прослоями сланцев. Известняки серые, темно-серые до черных, массивные, очень крепкие, с фаунистическими остатками, трещиноватые, местами глинистые.

Верхневизейский подьярус сложен в нижней части преимущественно известняками, в большей степени окремнелыми, силицитами, темноцветными аргиллитами, алевролитами. В верхней части подъяруса на востоке ДДВ залегают темноцветные песчано-алеврито-глинистые отложения. Общая мощность подъяруса более 800 м.

На Коробочкинском месторождении верхний визе представлен чередованием преобладающих известняков и песчаников, с которыми связаны основные запасы газа.

Песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов сложена, в основном, верхняя часть толщи. Аргиллиты темно-серые до черных, плотные, местами алевритистые, известковистые, слюдистые, сланцеватые, с отпечатками фауны. Алевролиты темно-серые мелкозернистые, местами глинистые, неяснеслоистые, со слюдой по наслоению, с запахом и пропиткой нефтепродуктов, с угольнорастительным детритом на плоскостях наслоения. Песчаники - серые, от мелко- до крупнозернистых, алевритовые, кварцитовидные, местами кавернозные, трещиноватые, с остатками обуглившихся стволов растений по наслоению, с запахом и пропиткой нефтепродуктов.

Мощность отложений верхневизейского подяруса составляет от 76 м (скв. 13) до 175 м (скв. 11).

Серпуховский ярус (С₁s)

В составе серпуховского яруса выделяют два подъяруса, которые сопоставляются с тремя свитами С₁³, С₁⁴, С₁⁵. В составе нижнесерпуховского подъяруса преобладают лагунно-континентальные отложения, представленные бескарбонатными и в различной степени алевритистыми темно-серыми каолинит-гидрослюдистыми аргиллитами с прослоями алевролитов и мелкозернистых песчаников. Мощность подъяруса от 20-50 м на северо-западе до 120-180 м в краевых частях прибортовых зон. В верхнесерпуховском подъярусе существенную роль играют типично морские образования, на базальном песчанике, залегающем в основании верхнесерпуховских отложений, лежат известковистые алевролиты и известняки с фауной.

На Коробочкинском месторождении свита С₁³ сложена преимущественно аргиллитами с незначительными по мощности прослоями песчаников, алевролитов и известняков. Аргиллиты темно-серые, в различной степени алевритистые, скрытослоистые, с включениями растительного детрита и зерен пирита, с редкими зеркалами скольжения. Песчаники серые, мелкозернистые, плотные, обогащенные углефицированным детритом. Алевролиты серые, темносерые, мелкозернистые, глинистые. Мощность свиты С₁³ изменяется от 89 м (скв. 3) до 297 м (скв. 1).

В строении свиты С₁⁴ преобладающая роль принадлежит аргиллитам и алевролитам; подчиненное значение имеют песчаники и известняки. Песчаники обычно серые, светло-серые, мелко- среднезернистые, местами алевритистые, с обилием слюды по наслоению и углистого детрита. К песчаникам горизонтов Н-3 и Н-4 приурочены газовые залежи на Ртищевском поднятии.

Аргиллиты темно-серые до черных, алевритистые, с зеркалами скольжения, с отпечатками обуглившихся растений. Алевриты серые, мелко- крупнозернистые, местами с углисто-слюдисто-глинистым материалом по наслоению.

Мощность по всей площади свиты С₁⁴ колеблется от 130 м (скв. 4) до 207м (скв. № 5).

Свита С₁⁵ представлена чередованием равных по мощности аргиллитов и алевролитов с прослоями песчаника и известняка.. Аргиллиты светло- серые до темно- серых, местами с отпечатками растений, алевриты серые, местами со слюдистым материалом.

Мощность свиты С₁⁵ от 114 м (скв. 4) до 161м (скв. 11).

Средний отдел (С₂)

В составе среднего карбона выделяются башкирский и московский ярусы, которые несогласно залегают на отложениях нижнего карбона.

Башкирский ярус (С₂b)

Башкирские отложения в пределах района развиты повсеместно. Они залегают трансгрессивно на различных горизонтах серпуховского и визейского ярусов, а в северо-западной части и на докембрии. Мощность башкирских отложений возрастает в юго-восточном направлении и от бортов к центральной части впадины, составляя от 0 до 150 м в пределах северного борта ДДВ.

С башкирским ярусом сопоставляют свиты С₂¹ ,С₂² ,С₂³ ,С₂⁴, по литолого-фациальному составу нижняя часть яруса - свиты С₂¹ ,С₂² и нижняя половина свиты С₂³ - карбонатно-терригенная. Терригенная часть представлена уплотненными аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Выше по разрезу доминируют карбонатные пласты.

Московский ярус (С₂m)

Московский ярус несогласно залегает на башкирских отложениях. Он представлен преимущественно терригенными породами: ритмично переслаивающимися аргиллитами, алевролитами и песчаниками с маломощными прослоями известняков. Количество песчаников увеличивается вверх по разрезу. По литолого-петрографическим особенностям, с учетом данных каротажа, отложения московского яруса можно разделить на две толщи: нижняя - существенно терригенная субконтинентального происхождения с редкими прослоями карбонатных пород и верхняя типично морская. В ДДВ московский ярус рассматривается в объеме аналогов донбасских свит С₂⁵, С₂⁶, С₂⁷.

Толщина московского яруса 298-369 м.

Верхний отдел (С₃)

Верхний отдел карбона сложен толщей песчано-глинистых серо- и реже пестроцветных отложений при незначительном содержании известняков, доломитов, углей и углистых сланцев. Отдел представлен двумя ярусами - касимовским и гжельским.

Общая мощность верхнекаменоугольных отложений - 1326 м.

Пермская система (Р)

В ДДВ достоверно установлено присутствие только нижнего отдела перми. При этом палеонтологически доказано только наличие ассельского яруса, а отнесение краматорской свиты к низам сакмарского яруса базируется только на косвенных данных [ 3 ].

Нижний отдел (Р₁)

Ассельский ярус (Р₁a)

С этим ярусом сопоставляются картамышская, никитовская и славянская свиты.

Картамышская свита (Р₁кr)

К этой свите в ДДВ относится верхняя часть верхнепалеозойской терригенной красноцветной формации, которая является переходным звеном между каменноугольными угленосными и нижнепермскими красноцветами. Картамышская свита сложена монотонными существенно глинисто-алевритовыми отложениями, резко отличающимися по каротажным характеристикам от верхнекаменоугольных отложений. Глинистые породы красновато-коричневые, скрытослоистые, комковатые.

Никитовская свита (Р₁nk).

Область распространения никитовской свиты значительно шире, чем картамышской. Северная граница ее распространения находится вблизи северной зоны краевых нарушений. Выделяются карбонатно-сульфатно-соленосный, карбонатный, карбонатно-сульфатный и терригенный типы разрезов, существенно отличающиеся по фациальному составу и строению и мощностям.

На Коробочкинском месторождении представлен карбонатный (карбонатно-терригенный) тип разреза. Свита сложена желтовато-серыми доломитизироваными известняками, чередующимися с прослоями пестроцветных глин и доломитизированых мергелей. В основании лежит пласт гравелистого разнозернистого песчаника.

Славянская свита (Р₁sl)

К данной свите относится верхняя часть полифациально-циклических карбонатно-эвапоритовых отложений. В северной прибортовой зоне ДДВ границы распространения славянской и никитовской свит практически совпадают. На Коробочкинской площади свита сложена алевритоглинистыми породами.

Общая толщина пермских отложений - 546 м.

Триасовая система (Т)

Триасовые отложения выполняют всю ДДВ и простираются даже на северо-западную окраину Донбасса. Система представлена нижним и средним отделами.

Нижний отдел (Т₁)

Нижний отдел триаса представлен индским и оленекским ярусами.

Индский ярус (Т₁in)

В ДДВ с этим ярусом сопоставляется дроновская свита

Дроновская свита (Т₁ d)

В литологическом отношении в составе дроновской свиты преобладают глины и алевролиты, песчаники имеют подчиненное значение. Породы преимущественно окислены, поэтому имеют коричнево-красную или бурую, редко желтоватую окраску. Восстановленные породы окрашены в зеленовато-голубые и серые тона.

На Коробочкинской площади дроновская свита сложена красно-бурыми песчано-глинистыми породами. Характерно переслаивание небольших пачек глин и алевролитов с песчаниками, иногда более или менее равных по мощности.

Нижний- средний отделы нерасчлененные (Т_1-2)

В разрезе ДДВ с верхами нижнего и верхним триасом сопоставляется серебрянская свита.

Серебрянская свита (Т_1-2sr)

Свита делится на две толщи песчано-карбонатную и глинистую. Песчано-карбонатная толща сложена зеленовато-серыми и белесыми глинистыми кварц-полевошпатовыми, биотитовыми песчаниками. Зернистость песчаников различна, но преобладают крупнозернисты разности. Глины залегают в виде линз. Глинистая пачка образована сильно окисленными кирпично-красными известковистыми глинами и алевролитами, песчаники встречаются прослоев небольшой толщины.

Общая толщина триасовых отложений 489 м.

Юрская система (J)

Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами.

Нижний - средний отделы (J₁ - J₂).

Представлены кожулинской свитой, которая объеденяет в себе тоарский ярус (J₁t) и ааленский ярус (J₂а). Свита сложена глинами с прослоями песчаников и известняков.

Средний отдел (J₂)

В составе средней юры выделяются байосского и батский ярус.

Байосский ярус (J₂b)

Байосс сложен серыми алевритистыми глинами с прослоями песков, песчаников и ракушняков на северо-западной окраине Донбасса. В других районах ДДВ морские отложения замещаются континентальными песками и песчаниками с прослоями каолоновых глин и линзами бурых углей.

Батский ярус (J₂bt)

Нижняя часть батского яруса представлена глинами с сидеритами. Средняя часть сложена туфогенными морскими песчаниками с прослоями глин, известняков и бурых железняков, переходящими вверх по разрезу в озерные глины и песчаники с линзами углей.

Верхний отдел (J₃).

Верхняя юра представлена келловейским, оксфордским, киммериджским и волжским ярусами.

Келловейский ярус (J₂k)

Ярус сложен глинами серыми и черными, а также светло-серыми разнозернистыми песчаниками.

Оксфордский ярус (J₂o)

Ярус представлен глинами серыми и песчаниками светло-серыми, разнозернистыми, известковыми, гравелистыми. Имеются прослои оолитовых известняков и мергелей.

Киммериджский ярус (J₂km)

Ярус залегает на размытой поверхности оксфордских отложений, представлен чередованием песчаников и песков кварцево - глауконитового состава с зернами глауконита, прослои известняков.

Волжский ярус (J₂v)

Ярус представлен морскими и континентальными отложениями. Разрез сложен чередованием песков и рыхлых кварц-глауконитовых песчаников с прослоями глин и ракушников.

Общая толщина юрских отложений 489 м.

Меловая система (К)

Мел представлен нижним и верхним отделами.

Нижний отдел (К₁)

Нижнемеловые отложения трансгрессивно залегают на юрских отложениях. Отдел не расчленен и сложен глинами светло-серыми до темно-серых, каолинистыми, углистыми, плотными, с зеркалами скольжения, прослоями глинистого песка и растительными остатками.

Мощность нижнемелового отдела 10 м.

Верхний отдел (К₂).

Отдел представлен сеноманским, туронским, коньякским, сантонским, кампанским и маастрихтским ярусами.

Сеноманский ярус (К₂s)

Отложения яруса сопоставляются с буромской свитой (К₂br) и мергельно-меловой толщей.

Буромская свита, сложена песками и песчаниками зеленовато-серыми карбонатно-глинистыми, слюдистыми, кварц - глауконитовыми, различной степени плотности, желваками фосфоритов, галькой и гравием кремня и кварца в основании. В нижней части яруса залегает пачка песчаных пород связанных постепенными переходами с альбскими породами нижнего мела. Мергельно-меловая толща сложена мелом глинистым и мергелями песчанистыми мелоподобными с редкими желваками фосфоритов.

Туронский (К₂t), коньякский (К₂kn) , и, частично, сантонский (К₂sn) ярусы сложены однородной толщей писчего мела и мелоподобных мергелей, плотных, местами песчанистых и слюдистых с конкрециями кремней.

Сантонский ярус (К₂sn)

Ярус сложен мергелями голубовато-серыми, серыми, слабо окремнелыми, с прослоями мела, мелоподобных мергелей и зеленовато-серых глин.

Кампанский (К₂km) и маастрихтский (К₂m) ярусы сложены мелом белым писчим со стяжениями кремней и, иногда, мелоподобными мергелями, песчанистыми.

Общая толщина меловых отложений 693 м.

Палеогеновая система (Р)

Система представлена палеоценовым, эоценовым и олигоценовым отделами.

Палеоценовый отдел (P₁)

В ДДВ отдел сопоставляется с сумским региоярусом. Эти отложения представлены опоками, опоковидными песчаниками, алевритами, мергелями и глинами. Это преимущественно легкие светло - зеленовато - серые и темно - серые, карбонатные и беспористые карбонатные иногда окремнелые породы. Основная масса опок сложена опаловым кремнеземом с примесью глинистых частиц и пелитоморфных карбонатов. Примесь алевритовых зерен достигает 35 %. Пески, песчаники, глины и мергели встречаются в виде прослоев и линз. Нижняя часть сумского региояруса, сложена галечником, гравием и переотложеными глыбами писчего мела.

Эоценовый отдел (P₂)

Отложения нижнего эоцена (нижняя часть каневской свиты) разделены на две пачки. Нижняя пачка сложена песками темно-зелеными, мелкозернистыми, глауконитовыми, слюдистыми, глинистыми с прослоями темно - серой песчанистой глины, с остатками растений и стяжениями красно-бурого фосфоритового песчаника. в составе верхней пачки доминируют пески серые, мелкозернистые, глауконитовые, вверху с кремневыми конкрециями.

В ДДВ средний эоцен сопоставляется с каневским, бучакским, киевским и обуховским региоярусами.

Каневский региоярус сложен чередованием зеленовато-серых, темно-серых, местами голубоватых, бес карбонатных глин, как правило, алевритистых, в нижней части аргиллитоподобных, со светло-серыми и серыми песчаниками и алевролитами. Бучакский региоярус образован кварц-глауконитовыми, сыпучими песками с прослоями более крупнозернистых песчаников. Киевский региоярус редставлен двумя пачками: нижней и верхней. Нижняя пачка сложена зеленовато- и желтовато-серыми песками, разнозернистыми, кварц-глауконитовыми, с включениями фосфоритовых стяжений (до 3-4 см в диаметре). В нижней части пески неизвестковистые, кверху - содержащие значительное количество карбонатов. Верхняя пачка (киевский мергель) голубовато- и зеленовато-серые мергели и известковистые глины.

Верхний эоцен сопоставляется с обуховским региоярусом, в составе которого участвуют глины, алевриты и опоковидные песчаники зеленовато- и голубовато-серые, бескарбонатные.

Олигоценовый отдел ( P₃)

Нижняя часть олигоцена сложена песками желтовато-зеленовато- серыми, мелкозернистыми, глауконито-кварцевыми, в верхней части местами глинисто-фосфатные и глинисто-железистые песчаники, в основании грубозернистые пески, глинисто-железистые песчаники, глины и фосфориты. С верхней частью отдела сопоставляется берекский региоярус, разделенный на змиевскую и сивашскую подсвиты. Змиевская подсвита сложена глинами буровато-зеленовато-серыми, сланцеватыми, а сивашская подсвита - песками светлыми, местами пестроцветными, мелкозернистыми, кварцевыми.

Общая толщина палеогеновых отложений 134 м.

Неогеновая система (N)

Неогеновая система представлена миоценовым и плиоценовым отделами.

Миоценовый отдел (N₁)

Миоцен в ДДВ начинается новопетровским региоярусом, представлен- ным глинами, песками сыпучими, кварцевыми, разнозернистыми с прослоями гальки и гравия. Верхняя часть миоцена и нижняя часть плиоцена представлена толщей пестрых глин. В нижней части глины пепельно-серые, вверх по разрезу они приобретают зеленовато-серую окраску. Глины пластичные, вязкие, с раковистым изломом, иногда песчанистые, Встречаются друзы гипса, железомарганцевые конкреции и дендриты. Минеральный состав глин не одинаков внизу, глины каолиновые выше появляются монтмореллониты и нонтрониты.

Плиоценовый отдел (N₂)

Плиоцен представлен аллювиальными отложениями иванковской и новохарьковской террас, а также толщей пестрых и красно-бурых глин. Залегают пестрые глины на новопетровских образованиях, перекрываются красно-бурыми глинами или отложениями антропогена. Общая мощность пестрых глин колеблется от первых метром до 15-20 м.

Четвертичная система (Q)

Система представлена красно-бурыми глинами, полифациальными суглинками и песками.

Максимальная мощность системы до 31 м.

 

.2 Тектоника

Днепровско - Донецкая впадина, к которой приурочена одноименная газонефтеносная область, представляет собой часть Сарматско- Туранского линеамента. Он находится на Восточно - Европейской платформе. Барановичско- Астраханским на севере и Припятско- Манычским на юге глубинными разломами Днепровский грабен отделяется от Воронежской антиклизы и Украинского щита. В качестве его северо- западной границы рассматривается Брагинско-Лоевская седловина, разделяющая ДДВ и Припятский прогиб, а юго-восточной - область развития варисских складчатых сооружений (рис.2.1).

Рис.2.1 Район работ в тектонической структуре юга Восточно-Европейской платформы

В структуре фундамента ДДВ, где расположен район работ, отражены основные его тектонические элементы - северный, южный борта и находящийся между ними грабен, ограниченный протяженными краевыми разломами.

Строение северного и южного бортов грабена, являющихся одновременно склонами Воронежской антеклизы и Украинского щита, хорошо изучены. Здесь поверхность фундамента моноклинально погружается в направлении осевой части грабена под углами 1- 2⁰, при этом глубины ее залегания изменяются на южном борту от 1 до 4 км у краевого разлома, а на северном- от 1 до 5,5 км. На отдельных участках моноклинальные формы залегания поверхности фундамента осложнены небольшими по размерам и амплитудам локальными выступами (Городищенским, Лебединским, Ртищевским, Коробочкинским и другими - на северном; Чемерским, Хорольским, Царичанским и другими- на южном бортах), горстами и грабенами. Иногда наклон поверхности фундамента увеличивается до 5- 6⁰ у краевых разломов.

Коробочкинская площадь расположена в пределах северной бортовой зоны Днепровско-Донецкой впадины.

В общем структурном плане район характеризуется региональным моноклинальным погружением комплекса пород меловых, юрских, триасовых и пермских в сторону центральной части впадины, под которыми погребены структурные формы каменноугольных отложений.

С севера район граничит с южным склоном Воронежского кристаллического массива, отделенного системой крупных сбросов. Эта часть впадины в мезозойском и верхнемезозойском структурных этажах характеризуется наиболее спокойным погружением пород осадочного чехла в юго-западном направлении ( под углом 2-4º).

На юге бортовая зона переходит в прибортовую, где развиты значительно более мощные толщи осадочных пород, образующие палеозойские складки более глубокого залегания.

На исследуемой территории северной бортовой зоны резко сокращаются мощности всего осадочного чехла, в том числе толщи каменноугольных пород с полным отсутствием турнейского яруса нижнего карбона.

Палеозойские структуры северного борта группируются в линии валоподобных поднятий, которым соответствуют выступы кристаллического фундамента. Рельеф и дислокации фундамента в той или иной мере отражаются в структурно-тектонических особенностях покрывающего его нижнепалеозойского осадочного комплекса. Поверхность фундамента в пределах исследуемой площади фиксируется на глубинах 3100-3700 м. Результаты геофизических исследований и данные глубокого бурения позволяют сделать вывод о том, что ложе кристаллического фундамента северного борта впадины представляет собой сложную систему блоков с плоскостями нарушений преимущественно широтного, а также северо-восточного и северо-западного направлений. В этих же направлениях группируются линии антиклинальных поднятий, локализующихся вдоль тектонических нарушений.

Коробочкинское месторождение приурочено к Старопокровско-Лебяженскому валу, который является северо-западным окончанием обширной Лебяженско-Кругляковской зоны, вытянутой вдоль северного борта впадины и северных окраин Донбасса.

Старопокровско-Лебаженскому валу, как и всей Кругляковской зоне, свойственно наличие ряда небольших линейных складок, разделенных прогибами. Это (с запада на восток ) - Старопокровская, Ртищевская, Коробочкинская, Лебяженская структурные формы, которые с севера прислонены к разрывному нарушению широтного направления. Они имеют вид полных четких сводов и разделены между собой пологими прогибами и малоамплитудными сбросами. Общая протяженность вала около 20 км.

Южнее этой зоны вырисовывается вторая линия палеозойских складок, относящихся к прибортовой зоне, куда входят Белозерсккая, Волоховская и Бригадировская антиклинали с одноименными соляными штоками. В промежутке между широтными валами располагается Граковская, Южно-Граковская и Верхнеозерская структуры, которые соответствуют, очевидно, клиновидным блокам фундамента, отражающего строение участка перехода от бортовой к прибортовой зоне впадины.

Складки Старопокровско-Лебяженского вала гипсометрически выше структур южной ступени на 450-500 м. Они, в связи с отсутствием влияния соляной тектоники, имеют менее сложное геологическое строение.

В осадочной толще над структурными формами вала ярко присутствуют два стратиграфических несогласия: нижнепалеозойское (внутри серпуховского яруса) и верхнепалеозойское (предверхнепермское).

Нижнепалеозойский этаж представлен всеми отделами каменноугольной системы, выражен в виде четких антиклинальных складок. С отложениями карбона связаны залежи газа в пределах региона.

В каменноугольных отложениях Коробочкинской площади выражены три поднятия, прислоненные с севера к одному и тому же разрывному нарушению. Это (с запада на восток): Ртищевское, Коробочкинское и Лебяженское. Упомянутое разрывное нарушение имеет характер сброса, сохраняет по своему простиранию амплитуду ~ 100 м и экранирует все три свода массивно-пластовой залежи, заключенной в визейском ярусе. Трассирование этого сброса произведенно по данным сейсморазведки и подтверждается данными бурения скважин Коробочкинской и соседних (Старопокровской, Лиманской) площадей.

Непосредственно на породах фундамента залегают визейские отложения, с которыми связаны основные запасы газа месторождения. Визейские отложения повсеместно перекрываются глинистой толщей нижнесерпуховских отложений, которая является региональным газоупором и значительно изменяется в объеме в зависимости от структурного положения: при ее увеличении наблюдается отсутствие коллекторов в нижнем этаже. В свою очередь внутрисерпуховское стратиграфическое несогласие, очевидно, сыграло наиболее существенную роль в сохранении основной залежи, приуроченной к визейской толще.

Структурный план среднего карбона в основном согласуется с нижним, но имеет более упрощенный характер, о чем свидетельствует сопоставление структурных карт по сейсмическим горизонтам Сv₂ и Сb₂. Наблюдается частичное конседиментационное изменение формы складок с глубиной. Некоторое смещение структурных планов горизонтов Н-3 и Н-4 на Ртищевском своде к югу отмечается за счет тектонического нарушения, являющегося экраном для этих залежей.

Верхнепермский и мезокайнозойский структурные этажи плащеобразно покрывают каменноугольные отложения палеозоя всех сводов с четко выраженным угловым и стратиграфическим несогласием. Разрывные нарушения здесь отсутствуют.

Ниже приводится более подробные данные о строении отдельных поднятий в каменноугольных отложениях.

Ртищевское поднятие 

По визейским отложениям размер поднятия 2´3 км². Амплитуда складки составляет около 100 м. Северное крыло отсутствует, южное - короткое (угол падения 8-9°), осложнено нарушением.

Западная периклиналь поднятия погружается под углом 7-8°, восточная срезана сбросом меридиального направления (амплитуда 50 м). Наличие этого сброса установлено сейсморазведочными данными и подтверждается разрезами скважины 13. Сброс подсечен на глубине 3450 м. Таким образом, здесь установлено разрывное нарушение, которое проходит параллельно описанному выше.

В скважине 11 южного крыла на глубине 2475 м по выпадению из разреза толщи пород московского яруса устанавливается разрывное нарушение с амплитудой 125 м. Направление этого сброса (угол наклона 15º) установлено по предварительным сейсмическим данным. Западная часть поднятия также осложнена сбросом, который прослеживается по северной его части и простирается вдоль всего Старопокровско-Лебяженского вала. Положение основного продольного сброса четко фиксируется по данным сейсмических исследований, проведенных неоднократно, и подтверждается данными бурения скв. 12, в которой нижний карбон погружен.

Системой описанных выше нарушений Ртищевская складка выделяется в изолированный блок, гипсометрически приподнятый над периферийными частями на 50-125 м. Характерно, что подобная система сбросов выделяется и на Коробочкинском поднятии (Приложение 2).

Газоносные горизонты Н-3 и Н-4 серпуховского яруса приурочены к апикальной части Ртищевского поднятия, причем, свод их вытянут к югу, в сторону разрывного нарушения. Размеры складок 1´2 км. Залежи тектонически и литологически ограниченные.

Коробочкинское поднятие

Коробочкинское поднятие отделено от Ртищевского пологим прогибом. Имеет идентичное тектоническое строение, т. е. с севера, запада, востока и юга ограничивается сбросами с амплитудами от 100 до 190 м. Размеры приподнятой части структуры, в пределах разрывных нарушений значительно больше Ртищевской - 3,0´4,5 км²; свода - 2´1 км². Северное крыло отсутствует. Южное крыло поднятия пологое (углы падения 6-7°), осложнено разрывным нарушением, которое установлено в скв. 7 на глубине 2017 м (московский ярус) с амплитудой 190 м.

Западная периклиналь протяженная (до 4 км) угол падения 3-4°, отделена от свода разрывным нарушением, которое устанавливается в скважине 4 на глубине 1783 м; амплитуда сброса 110 м. Оно фиксируется также по сейсморазведочным данным. Восточная периклиналь складки короткая, угол падения пород до 5°. Как уже отмечалось, с севера залежь экранируется разрывным нарушением, которое продолжается от Ртищевской до Лебяженской структуры. Скв. 10, пробуренная за пределами этого нарушения, вскрыла увеличенную мощность глинисто-алевролитовой толщи пород нижнесерпуховского подъяруса и оказалась непродуктивной. Амплитуда сброса 100 м. Скважина 9, пробуренная на западной периклинальной части структуры, подтвердила положение выделенного сейсморазведочными данными сброса с амплитудой 100 м.

Лебяженское поднятие

Лебяжинское поднятие отделено от Коробочкинского короткой седловиной. Структура выражена в виде антиклинальной складки северо-восточного простирания, кулисообразно сочлененной с Коробочкинской складкой. Складка ограничена разрывным нарушением на севере и северо-востоке, имеет пологие периклинали и крылья.

Размер структуры в пределах изогипсы 3000 м (по кровле пласта В-14) - 4,5×1,5 км²; свода 2,5´0,8 км². Углы падения периклиналей 3-4°, крыльев 5- 6°. коробочкинский месторождение газ геологический

3. Выполненные геологоразведочные работы

К глубокому поисково-разведочному бурению Коробочкинская площадь подготовлена сейсморазведочными работами с/п 269/76 треста «Днепрогеофизика» [1]. На основании сейсмических исследований установлено, что на площади представлен протяженный структурный выступ вдоль северного борта ДДВ, осложненный двумя поднятиями - западным (Ртищевским) и восточным (Коробочкинским), которые стали объектом поисковых работ.

Промышленная газоносность среднего и нижнего карбона установлена на близлежащих Дружелюбовском и Волоховском месторождениях. Сопоставление разрезов Волоховской и Новолиманской площадей свидетельствовали об улучшении коллекторских свойств визейских отложениях в северном направлении.

Учитывая приуроченность Коробочкинской площади к северной зоне Днепровско-Донецкой впадины, где перспективен в нефтегазоносном отношении весь каменноугольный разрез, глубины скважин проектировались до кристаллического фундамента.

Гипсометрическое положение кристаллического фундамента на Коробочкинской площади определялось по результатам бурения на близлежащих площадях. В соответствии с этим, глубины первых поисковых скважин устанавливались: 4000 м для западного поднятия и 3800 м для восточного поднятия, при этом имелось в виду возможность уточнения проектных параметров последующих скважин по результатам бурения первоочередных скважин.

Морфологические особенности сводов - небольшие размеры и отсутствие северных крыльев, позволили применить радиально-лучевую систему расположения скважин от свода к периферии складок.

В пределах каждого из поисковых участков предполагалось заложить по четыре скважины, т.е. по одной на каждый из элементов структуры. Расстояние между скважинами определялось с учетом предполагаемых размеров залежей - от 1,0 до 1,2 км.

Хронология заложения скважин, задачи, возлогаемые на них и краткие резельтаты бурения приведена в таблице 1.

Таблица 1Состояние фонда скважин Коробочкинского месторождения.

№№ скв.	Горизонт	Забой, м	Назначение	Состояние на 1.01.2000г.
1-Л	В-14	3281	Поисковая	Ликвидирована
2-Л	В-14	3326	Поисковая	Ликвидирована
3-Л	В-14	3300	Поисковая	Ликвидирована
1-Р	В-14	3580	Поисковая	Ликвидирована
5-Р	В-14	3600	Поисковая	Ликвидирована
6-Р	В-17-18	3600	Поисковая	Эксплуатируется ШГПУ
11-Р	В-17-18	3741	Разведочная	Эксплуатируется ШГПУ
13-Р	В-17-18	3601	Разведочная	Ликвидирована
100-Л	В-17-18	3638	Разведочная	Эксплуатируется ШГПУ
101-Л	В-17-18	3597	Разведочная	Наблюдательная
2-К		3302	Поисковая	Ликвидирована
3-К		3176	Поисковая	Специальная
4-К			Поисковая	Ликвидирована
7-К	В-14-27	3304	Поисковая	Ликвидирована
8-К		3424	Разведочная	Ликвидирована
9-К		3350	Разведочная	Ликвидирована
10-К		3325	Разведочная	Ликвидирована
50-К	В-14-26	3130	Эксплуатацион.	Эксплуатируется ШГПУ
51-К		3400	Эксплуатацион.	Эксплуатируется ШГПУ
52-К	В-24-26		Эксплуатацион.	Ликвидирована
53-К	В-17-27	3200	Эксплуатацион.	Эксплуатируется ШГПУ
54-К	В-14	3208	Эксплуатацион.	Эксплуатируется ШГПУ
55-К	В-24	3210	Эксплуатацион.	Эксплуатируется ШГПУ
56-К	В-14	3200	Эксплуатацион.	Эксплуатируется ШГПУ

4. Геофизические исследования скважин, методика и результаты интерпретации полученных данных

 

.1 Краткая характеристика условий проведения геофизических исследований в скважинах

При бурении разведочных скважин применялась следующая конструкция: до глубины 100-200м бурение долотом 394 мм и обсадка кондуктором 324 мм; до глубины 1900-2000 м бурение долотом 295 мм и обсадка 245мм колонной; бурение до глубины 3200-3700 м долотами 215-190 мм и обсадка колонной 140-148 мм.

Определение геофизических параметров производилось во всех скважинах. Бурение и геофизические исследования до глубины 2500-3280 м проводились на буровом растворе с удельным электрическим сопротивлением 1,2- 0,8 ом×м. Ниже этой глубины удельное электрическое сопротивление бурового раствора составляет 0,3- 0,15 ом×м. Удельный вес бурового раствора колеблется от 1,14 до 1,27 г/см³, вязкость от 25 до 100 сек.

Для улучшения качества промывочной жидкости, а также в случае осложнений ствола скважины в глинистый раствор добавлялись: нефть, крахмал, каустик, мел, соль, КССБ, КМЦ и другие химические реагенты.

Геотермическая характеристика пород установлена по замерам термоградиентов. Среднее значение геотермического градиента по разрезу составляет 2,7° на 100 м. Значение температуры пород использовались при определении удельного сопротивления пластовых вод.

Для определения подсчетных параметров удельное сопротивление пластовой воды принято: для серпуховского яруса равным 0,053 ом×м при 20°С, для визейского яруса по карбонатным отложениям - 0,077 ом×м, а по терригенным - 0,054 ом×м при 20°С.

4.2 Комплекс, методика и качество геофизических исследований в скважинах

Изучение разрезов Коробочкинской площади проводилась комплексом геофизических методов в масштабе 1: 500 и 1: 200.

При проведении геофизических исследований в масштабе 1: 500 применялись следующие методы: 1) стандартный каротаж; 2) кавернометрия; 3) профилеметрия; 4) гамма каротаж (ГК), нейтронный гамма каротаж (НГК); 5) термометрия; 6) газовый каротаж; 7) акустическая цементометрия (АКЦ); 8) отбивка цементного кольца (ОЦК).

В процессе геофизических исследований в масштабе 1:200 применялись: 1) боковое каротажное зондирование (БКЗ); 2) боковой каротаж; 3) кавернометрия; 4) ГК, НГК; 5) имульсионный нейтрон- нейтронный каротаж (ННК); 6) микрокаротаж; 7) боковой микрокаротаж; 8) акустический каротаж; 9) индукционный каротаж; 10) термозамер в газовой среде.

Исследования поискового масштаба 1: 500 выполнялись по всему стволу скважины, детализационного масштаба 1: 200 - в интервалах перспективных отложений.

Поточечное проводились замеры инклинометрии, исследования пород опробователями пластов на каротажном кабеле, а также отбор керна сверлящим керноотборником.

Стандартный каротаж, включающий методы градиент-зонд А_2,0М_0,5N, потенциал-зонд N_6,0М_0,5А и ПС, выполнен во всех скважинах месторождения. Масштаб кривой сопротивления 2,5 ом×м /см, ПС - 12,5 мв/см.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ) выполнялось следующим комплектом зондов: A_0,4M_0,1N; A_2,0M_0,5N; A_1,0M_0,1N; A_8,0M_1,0N; N_0,5M_4,0A.

Боковой каротаж (БК) является наиболее эффективным при определении электрических сопротивлений пород в условиях высокой минерализации бурового раствора.

Масштаб сопротивлений диаграмм БК 1- 2,5 ом×м /см, кривые кажущихся сопротивлений в логарифмическом масштабе с декадой 6,5 см.

Индукционный каротаж (ИК) использовался для уточнения удельного сопротивления пластов низкого сопротивления. Диаграммы электрической проводимости регистрировались в масштабе 10-25 мсим/см. По данным исследования БКЗ, БК, ИК, а также кавернометрии определялись удельные электрические сопротивления бурового раствора, пластов коллекторов, и зон проникновения фильтрата бурового раствора, диаметры зон проникновения.

Кавернометрия и профилеметрия проводилась приборами СКО-11 и СКП в масштабе диаметров 1:5, 1:2.

Микрокаротаж (МК) выполнялся аппаратурой МДО-2, МДО-3, Э-2, которые позволяли произвести одновременно запись диаграмм зондами A_0,025M_0,025N и А_0,05M. Масштаб сопротивления выбирался 0,5 ом×м /см.

Боковой микрокаротаж (БМК) Масштаб сопротивлений выбирался в зависимости от электрического сопротивления пород и бурового раствора и составляет 1-2,5 ом×м /см. Скорость регистрации кривых бокового микрокаротажа и микрокаротажа не превышали 1000 м/час.

В комплексе с другими методами данные микрометодов использовались для определения эффективных мощностей.

Гамма-каротаж и нейтронный гамма-каротаж (ГК, НГК) В качестве индикатора гамма-излучения применялись кристаллы NaJ(Ta). Длина зонда НГК 60 см. Масштаб интенсивностей выбирался 1-2 мкр/час в см для ГК и 0,1-0,4 усл. ед. в 1 см для НГК. Скорость регистрации диаграмм не превышала 1100 м/ч.

Аккустический каротаж (АК) Аппаратура обеспечивает возможность одновременной регистрации времени пробега (Т1 и Т2) и амплитуд (А1 и А2) продольных волн. Масштаб записи 20 мксек/м в 1 см.

Данные ГК, НГК, АК являлись основными при литологическом расчленении вскрытого разреза и определении коэффициентов пористости пород.

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) проводился, как правило, через несколько недель после спуска эксплуатационной колоны или в открытом стволе. Исследования выполнялись на задержках от 600 до 2100 мсек. Скорость регистрации диаграмм не превышала 200 м/ч. Данные ИННК использовались для уточнения характера насыщения коллекторов.

Термометрия проводилась с целью: а) измерения температуры бурового раствора в скважине при БКЗ; б) определения геотермического градиента по разрезу в масштабе глубин 1: 500; в) выделение газоотдающих материалов в работающих скважинах; г) определения высоты подъема цемента (ОЦК).

Масштаб записи температур 0,25-0,5ºС на 1см.

Газовый каротаж проводился станциями АГКС -55/59 и АГКС-4АЦ газокаротажными станциями Балаклейской ЭГИС. При газокаротажных исследованиях в процессе бурения кроме регистрации суммарных газопоказаний на диаграммной ленте проводились дополнительные исследования - комплексный газовый каротаж, механический газовый каротаж. В отдельных интервалах проводилась глубокая термовакуумная дегазация проб глинистого раствора с последующим раздельным анализом. Для исследования дегазаторы поплавковые и шнековые, газоанализаторы термохимические. Полученные диаграммы использовались для качественного установления газонасыщенных интервалов в разрезе.

Для акустической По полученным данным оценивалось качество сцепления цементного камня с колонной и в отдельных случаях с породой.

Инклинометрия Данные инклинометрии обрабатывались на ЭВМ "ЕС-200", что позволяет определить координаты каждой точки скважины в трехмерном пространстве.

Исследования пород опробователями пластов на каротажном кабеле производилось аппаратурой ОПН-7-10, ОПН-140 с целью определения характера насыщения пластов-коллекторов и величины давления пластового флюида. Привязка приборов ОПН к интервалу опробования производилась с помощью кавернометрии.

Отбор керна сверлящим керноотборником СКМ-8-9 производился с целью определения степени неоднозначности коллекторских свойств пластов. Привязка прибора производилась каверномером.

Вскрытый разрез Коробочкинского месторождения исследован комплексом геофизических методов в соответствии с действующими положениями и инструкциями.

5. Нефтегазоносность

Промышленная газоносность Коробочкинского месторождения по результатам промыслово-геофизических исследований и опробования скважин связана с визейским (горизонты В-14, В-17-19, В-21-24) ярусом нижнего карбона.

Продуктивные горизонты залегают в интервале глубин 2034-3526 м. Коллекторами являются преимуществено песчано-алевролитовые, а также карбонатные (горизонт В-14) породы.

Газоконденсатные залежи Коробочкинского месторождения пластовые и массивно-пластовые, с тектоническим и литологическим ограничением наряду с газоводяным контактом.

Визейский ярус

Залежи газа, приурочены к визейскому ярусу, имеют наиболее значительное площадное развитие и представляют значительный интерес в промышленном отношении.

По избыточным величинам и закономерностям распределения пластовых давлений в разрезе, залежь является массивно-пластовой. С учетом литологических особенностей и характера оконтуривания, вскрытые продуктивные горизонты распределяются на два объекта: 1 - карбонатный с литологическим вклиниванием; 2 - терригенный с ГВК.

Первый подсчетный объект включает горизонт В-14, второй объект объединяет горизонты В-17 -18, В-19 и В-21-24.

Горизонт В-14 (I объект) распространен на всю площадь месторождения- на Ртиищевском, Коробочкинском и Лебяженском сводах. Газоносными по геолого-геофизическим данным являются скв. 3, 4, 6, 54, 55, 56 и скв. 1 Лебяжинская. Эффективная газонасыщенная мощность колеблется от 4,2 до 21 м, пористость - 3-10,3%; газонасыщенность - 70-93 %. Коллекторами газа являются преимущественно карбонатные породы - известняки. Освещенность керном продуктивных горизонтов незначительная. Открытая пористость в среднем по горизонту составляет 8,5 %, проницаемость достигает 39,69 мд.

Промышленные притоки газа получены в скважинах Ртищевсокго, Коробочкинского и Лебяженского сводов. Наиболее мощные притоки газа получены из скважин, расположеных на Коробочкинском своде.

Пластовые давления являются избыточными (Ртищевский свод до 372,1 кгс/см²; на Коробочкинском и Ртищевском до 332 кгс/см²), что обусловлено высотой массивно-пластовой залежи.

Горизонт В-14 в пределах Ртищевского и Лебяженского сводов имеет ограниченное распространение; на Коробочкинском своде промышленная газоносность установлена в западной и южной присводовой части структуры. Карбонатные пласты невыдержаны по мощности и коллекторским свойствам.

В связи с этим, эффективный газонасыщенный объем залежей для каждого свода определен по карте равных произведений параметров газонасыщенной мощности, коэффициентов пористости и газонасыщенности (h_эф.´ К_п ´ К_г), построенной по данным комплексной интерпретации геофизических исследований в скважинах. Размеры залежей: на Ртищевском своде 1,3 ´ 1,3 км²; Коробочкинском 4,5 ´ 2 км²; Лебяженском 2 ´ 1.5 км².

Горизонты В-17-18, В-19, В-21-24 (II объект) промышленно газоностными являются на Коробочкинском и Ртищевском поднятиях.

Эффективная газонасыщенная мощность пластов по ГИС составляет 5,8-27,6 м; пористость 8,8-17,1 %; газонасыщенность достигает 94 %.

Продуктивные горизонты сложены преимущественно терригенными песчано-алевритовыми породами. По лабораторным исследованиям керна пористость в среднем по II объекту составляет 7,4- 19,54 %, проницаемость - 1,6- 434,9 мд.

Согласно промыслово-геофизическим исследований и данным опробования в процессе бурения положительно характеризуется восточная периклиналь Ртищевского сводда, где эффективная газонасыщенная мощность составляет 8 м; пористость - 7,6-10,2 %; газонасыщенность - 73-84 %. Это позволяет оценить запасы газа по категории С₁.

Как и в горизонте В-14, газодинамическая связь продуктивных горизонтов В-17-24 между сводами отсутствует. Однако, в отличие от верхней части, на периферии нижней терригенной части массивно-пластовой залежи прослеживаются водоносные пласты. По данным водоносных скважин, имеющих непосредственную связь с залежью, для Ртищевского и Коробочкинского поднятий, расположенных на разных гипсометрических уровнях, произведено определение расчетного положения газоводяного контакта. Положение газоводяного контакта II объекта и всей массивно-пластовой залежи определяется по формуле В. П. Савченко с учетом результатов опробования близлежащей газоносной и водоносной частей разреза.

Для Коробочкинского поднятия при расчете использовались данные замера пластового давления в газоносной части - 336,6 кгс/см² и водоносной части - 345,8 кгс/см²; плотность газа в пластовых условиях - 0,2184 г/см³ ; плотность воды - 1,152 г/см³. Газоводяной контакт находится на отметке 3050 м, что согласовывается с данными определения ГВК графическим методом.

,

где h_г - превышение отметки точки замера пластового давления газа, над отметкой контакта; h_гв - разность высотного положения точек замера пластового давления воды и газа; g_в, g_г - плотность воды и газа в пластовых условиях; Р_в, Р_г - пластовое давление воды и газа.

Таблица 2 Сведения о пластах - коллекторах горизонтов В - 14 - 16, В - 17 - 18, В - 19, В - 22 - 24, и пород фундамента.

№№ скв	Блок	Горизонт	Эффективная толщина,м	Пористость, %	Газонасы- щенность,%	Тип коллектора, характер насыщения
6	Ртищ.	В - 14 - 16	- 3235,0 - 3236,2	1,2	5,2	92	известняк, г/н
6	Ртищ.	В - 14 - 16	- 3253,4 - 3255,2	1,8	7,3	86	известняк, г/н
3	Короб.	В - 14 - 16	- 2864,4 - 2867,0	5,4	5,2	87	известняк, г/н
3	Короб.	В - 14 - 16	- 2875,4 - 2877,0	1,6	5,6	90	известняк, г/н
4	Короб.	В - 14 - 16	- 2826,5 - 2859,5	3,0	6,0	88	известняк, г/н
4	Короб.	В - 14 - 16	-2880,1 - 2886,0	2,6	10,3	93	известняк, г/н
54	Короб.	В - 14 - 16	-2919,0 - 2928,0	3,0	6,0	--	известняк, г/н
55	Короб.	В - 14 - 16	- 2874,8 - 2878,4	3,6	8,0	90	известняк, г/н
56	Короб.	В - 14 - 16	- 2863,8 - 2869,8	6,0	9,0	73	известняк, г/н
56	Короб.	В - 14 - 16	- 2892,8 - 2899,8	7,0	15,0	78	известняк, г/н
1	Лебяж.	В - 14 - 16	- 2919,8 - 2921,8	2,0	5,2	87	известняк, г/н
1	Лебяж.	В - 14 - 16	- 2935,4 - 2937,6	2,2	10,2	83	песчаник, г/н
1	Ртищ.	В- 17	- 3252,0 - 3253,6	1,6	9,5	--	песчаник, г/н
6	Ртищ.	В- 17	- 3281,6 - 3287,0	5,4	17,1	94	песчаник, г/н
3	Короб.	В- 17	- 2912,1 - 2913,3	1,2	10,8	83	песчаник, г/н
50	Короб.	В- 17	- 2881,7 - 2884,9	3,2	7,0	--	песчаник, г/н
3	Лебяж.	В- 17	- 3016,0 - 3019,3	3,4	12,0	84	песчаник, г/н
100	Лебяж.	В- 17	- 2938,5 - 2942,9	4,0	15,0	86	песчаник, г/н
101	Лебяж.	В- 17	- 3003,1 - 3007,5	4,4	12,0	84	песчаник, г/н
1	Ртищ.	В- 18	- 3267,1 - 3271,1	4,0	9,9	89	песчаник, г/н
5	Ртищ.	В- 18	- 3359,6 - 3361,6	2,0	10,2	83	песчаник, г/н
6	Ртищ.	В- 18	- 3299,8 - 3303,6	3,8	10,8	85	песчаник, г/н
2	Короб.	В- 18	- 2888,4 - 2891,8	3,4	12,8	90	песчаник, г/н
2	Короб.	В- 18	- 2891,8 - 2895,2	3,4	14,8	92	песчаник, г/н
4	Короб.	В- 18	- 2919,8 - 2922,0	2,2	15,7	--	песчаник, г/н
4	Короб.	В- 18	- 2922,6 - 2928,4	5,8	12,0	84	песчаник, г/н
13	Короб.	В- 18	- 3318,0 - 3323,6	5,6	9,9	81	песчаник, г/н
50	Короб.	В- 18	- 2888,9 - 2893,9	5,0	10,0	--	песчаник, г/н
100	Лебяж.	В- 18	- 2952,7 - 2958,1	5,4	10,0	66	песчаник, г/н
6	Ртищ.	В- 19	- 3323,0 - 3324,4	1,4	8,8	84	песчаник, г/н
6	Ртищ.	В- 19	- 3364,0 - 3371,6	7,6	11,5	86	песчаник, г/н
13	Ртищ.	В- 19	- 3336,5 - 3339,7	3,2	12,0	81	песчаник, г/н
13	Ртищ.	В- 19	- 3355,7 - 3365,0	9,2	10,0	64	песчаник, г/н
2	Короб.	В- 19	- 2903,4 - 2905,6	1,6	7,5	72ё	песчаник, г/н
2	Короб.	В- 19	- 2918,8 - 2920,8	20	12,0	90	песчаник, г/н
3	Короб.	В- 19	- 2945,1 - 2947,3	2,2	10,2	80	песчаник, г/н
3	Короб.	В- 19	- 2963,1 - 2967,5	4,4	9,0	79	песчаник, г/н
4	Короб.	В- 19	- 2956,6 - 2959,0	2,0	17,1	94	песчаник, г/н
50	Короб.	В- 19	- 2904,1 - 2906,7	2,6	8,0	--	песчаник, г/н
53	Короб.	В- 19	- 2906,1 - 2908,3	2,2	11,0	87	песчаник, г/н
53	Короб.	В- 19	- 2922,3 - 2930,0	7,6	13,0	95	песчаник, г/н
53	Короб.	В- 19	- 2935,7 - 2942,3	6,6	14,0	94	песчаник, г/н
54	Короб.	В- 19	- 2978,6 - 2982,0	3,4	9,5	--	песчаник, г/н
55	Короб.	- 2966,8 - 2970,4	3,6	13,0	--	песчаник, г/н
56	Короб.	В- 19	- 2940,8 - 2944,8	4,0	10,0	--	песчаник, г/н
3	Лебяж.	В- 19	- 3052,0 - 3054,4	2,4	13,5	88	песчаник, г/н
101	Лебяж.	В- 19	- 3053,1 - 3059,5	6,5	11,0	65	песчаник, г/н
6	Ртищ.	В- 22- 24	- 3387,0 - 3389,2	2,2	11,5	79	песчаник, г/н
4	Короб.	В- 22- 24	- 2985,4 - 2988,4	3,0	13,5	81	песчаник, г/н
4	Короб.	В- 22- 24	- 2993,4 - 2997,0	3,6	12,8	87	песчаник, г/н
50	Короб.	В- 22- 24	- 2955,1 - 2957,7	2,6	9,0	--	песчаник, г/н
53	Короб.	В- 22- 24	- 2957,5 - 2960,3	2,8	14,0	91	песчаник, г/н
55	Короб.	В- 22- 24	- 3004,8 - 3007,2	2,4	10,0	--	песчаник, г/н
56	Короб.	В- 22- 24	- 2993,6 - 2996,2	2,6	9,0	--	песчаник, г/н
53	Короб.	PZ	- 2975,5 - 2982,0	6,4	8,0	--	кора выветриван, г/н
56	Короб.	PZ	- 3031,4 - 3036,8	5,6	15,0	--	кора выветриван, г/н

Площади залежей Ртищевского свода составляет 2,2´1,3 км²; Коробочкинского свода - 4,5´2 км².

Запасы газа II объекта на Ртищевском и Коробочкинском сводах отнесены к категории С₁. В пределах Ртищевского и Лебяженского поднятий, при испытании предположительно газонасыщенных объектов визейского яруса отмечены нефтепроявления.

Учитывая небольшие дебиты и локальность выявленных нефтепроявлений, запасы их не определялись.

6. Физико-литологическая характеристика коллекторов и покрышек

Изучение коллекторских свойств продуктивных отложений проводилось по результатам геофизических исследований в скважинах, опробований продуктивных горизонтов, лабораторных исследований образцов керна, статистической обработки данных исследований керна и геофизических материалов.

Физические свойства коллекторов промышленно-продуктивных горизонтов меняются по разрезу и находятся в зависимости от литологии коллекторов, их коллекторских свойств и характера насыщения. Так удельное электрическое сопротивление коллекторов (r_п) отражает, в первую очередь, характер насыщения, естественная g-активность (Jg) - содержание глинистого материала (для продуктивных песчаников визейского яруса такая связь теряется, коэффициент корреляции r = 0,02685), вторичная g-активность (Jпg) - общую пористость ( водосодержание), интервальное время пробега продольной волны (Dt) находится в зависимости от пористости коллекторов и времени пробега по скелету.

В разрезе Коробочкинского месторождения можно выделить три комплекса коллекторов, различных по своим физическим свойствам:

.        Песчаники продуктивных горизонтов серпуховского яруса.

2.      Известняки визейского яруса.

.        Песчаники визейского яруса.

В отложениях серпуховского яруса пласты-коллекторы представлены песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Удельные электрические сопротивления их находятся в пределах 0,4-40 ом×м, естественная g-активность 2,5-8,5 мкр/ч, вторичная g-активность 1,6-3,1 усл. ед., интервальное время пробега продольной волны 216-276 мксек/м. По данным лабораторных исследований керна песчаники мелко- и среднезернистые, преимущественно кварцевые с полиминеральным цементом, порового и контактово-порового типа, с открытой пористостью, в основном 10-12 %, проницаемостью до 330´10^-15 м², глинистостью 6-20 %, карбонатностью 4-15 %.

В отложениях визейского яруса пласты коллекторы представлены карбонатными породами, песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Карбонатные коллекторы имеют r_п в пределах 54-1100 ом×м, Jg -1,5-5,4 мкр/ч, Jпg -24-5,1 усл. ед., Dt -158- 204 мк сек/м. В керне карбонатные породы представлены известняками, в основном плотными. Степень их доломитизации низкая (2-8 %) в отдельных участках, с густой сетью преимущественно вертикальных микротрещин, заполненных кальцитом. Открытая пористость известняков 0,07-6 %, газопроницаемость их не превышает 1´10^-17 м². В единичных кернах встречаются кавернозные разности с пористостью 11-13 % и проницаемостью до 2´10^-15 м².

Песчаные коллекторы, являющиеся резервуаром месторождения, характеризуется значениями r_п от 2,3 до 180 ом×м, Jg от 2,3 до 90 мкр/ч, Jпg от 1,7 до 4,4 усл. ед., Dt от 180 до 232 мксек/м. По данным исследования кернов песчаники от мелкозернистых, однородных, хорошо отсортированных до средне- крупнозернистых и иногда гравийных разностей, кварцевые, сцементированные полиминеральным цементом. В низах песчаных прослоев наблюдается повышенная известковость. Открытая пористость песчаных пород варьирует в пределах от 5 до 19 %, проницаемость - от 0,02 до 430 х 10^-15 м², глинистость от 2 до 12 %, карбонатность до 11 %.

Для изучения связей между геофизическими параметрами (Jg, Jпg, r_п, Dt) и керновыми данными использовались методы статической обработки геолого-геофизических данных. Составлена выборка, в которой представлены керновые и геофизические данные для пластов, выбранных из газоностных и водоносных интервалов сетпуховских и визейских ярусов Коробочкинского месторождения.

7. Гидрогеологические данные

 

.1 Методика выполненных работ

В процессе геологоразведочных работ на Коробочкинском месторождении с целью изучения гидрохимической характеристики пластовых вод и газодинамической связи залежей углеводородов с подземными водами выполнялся комплекс гидрогеологических исследований.

Результаты гидрогеологических наблюдений в скважинах использовались для определения положения газоводяных контактов, режима залежей и ряда других данных, необходимых для проектирования разработки месторождения.

В комплекс гидрогеологических исследований входило определение пьезометрических напоров, дебитов, положения статических уровней, пластовых давлений и температур, плотности и газонасыщенности пластовых вод, отбор воды и растворенных газов.

Отбор проб воды и растворенного газа осуществлялся с помощью глубинных пробоотборников ПД- 3М.

Измерения пластовых давлений производились глубинными манометрами типа МГН- 2 с пределом измерения 400 кгс/см2 и МГП- 3М.

Пластовые температуры замерялись максимальными ртутными термометрами типа ТП- 7.

 

.2 Гидрогеологические условия

В гидрогеологическом отношении Коробочкинское месторождение находится в пределах северной припортовой зоны Днепровско-Донецкого артезианского бассейна.

Результаты изучения геологического строения, литологического состава, гидрогеологических и гидрохимических особенностей разреза Коробочкинского месторождения и соседних площадей позволяют разделить осадочную толщу на две гидродинамические зоны - зону активного (Q, N, P, K) и зону замедленного водообмена (J, T, P). Граница между зонами проходит по подошве песчаников оксфордского яруса верхней юры. Водоупорном служат глинистые толщи средней юры, имеющие региональное распространение. Обе зоны резко отличаются по химическому составу вод, гидродинамическим и частично геотермическим особенностям.

В разрезе кайнозоя водоносными являются пески четвертичных отложений, пески и песчаники неогена и палеогена. Глубина залегания водоносных горизонтов не превышает 100-120 м.

Воды имеют напорный характер, их водообильность горизонтов характеризуется дебитами 5-16 м³/сут. при понижении уровня в скважине на 5-10 м ниже статического. По химическому составу воды относятся к сульфатному и гидрокарбонатному натриевому типам с минерализацией от 0,7 до 1,42 г/дм³. В водах кайнозоя отмечено незначительное содержание микрокомпонентов, в частности брома - 0,13 г/дм³. В народном хозяйстве подземные воды кайнозоя используются, в основном, для технического и питьевого водоснабжения; для водоснабжения глубоких разведочных скважин используются водоносные горизонты палеогена.

Меловой водоносный комплекс приурочен к песчано-глинистым породам нижнего мела, пескам сеномана и мело-мергельной толще верхнего мела. Водоносные горизонты залегают в интервале глубин 200-700 м и имеют напорный характер. Минерализация колеблется в пределах 0,33-3,1 г/дм³. По химическому составу воды относятся, в основном, к гидрокарбонатному натриевому типу и используются для питьевого и технического водоснабжения.

Водоносные горизонты оксфордского яруса верхней юры приурочены к песчаникам, в пределах Коробочкинского месторождения J3 залегают на глубинах 860-980 м. Пластовые воды характеризуются минерализацией до 1.3-2,5 г/дм³.

Нижележащие отложения триаса, перьми и карбона в гидрогеологическом отношении находятся в зоне замедленного водообмена. Непосредственно на территории Коробочкинского месторождения водоносные горизонты триаса не опробовались.

По результатам изучения соседних площадей воды триаса имеют напорный характер, статистические уровни устанавливаются на глубинах 61-126 м. Дебиты вод находятся в пределах 6,5-90 м³/сутки при динамических уровнях 470-430 м. Минерализация их составляет 75-83 г/л. Содержание брома достигает 42,4 мг/дм³, йода - до 1 мг/дм³. Воды относятся к хлоридному кальцевому и иногда хлоридному магниевому типам.

Нижнепермский водоносный комплекс связан с песчаниками и алевролитами; на территории месторождения залегает в интервале глубин 1220-1320 м с мощностью водоносных песчаников до 75 м. Суточные дебиты скважин достигают 83 м³ при динамическом уровне 500 м.

По химическому составу воды относятся к хлоридному кальциевому типу. Минерализация их составляет 106-135 г/дм³. Содержание брома в воде равно 80-95 мг/дм³, йода - до 1 мг/дм³, бора - 4 мг/дм³.

Гидрогеологическая характеристика каменноугольного комплекса связана с водовмещающими песчаниками, разделенными довольно мощными прослоями аргиллитов. Мощность отдельных пластов песчаников достигает 40-50 м, средняя мощность пластов в разрезе карбон - 5-25 м.

Водообильность характеризуется дебитом 2,7 м³/сутки.

Минерализация пластовых вод верхнего карбона составляет 147-167 г/дм³. Содержание йода достигает 22 мг/дм3, брома- 287,8- 304 мг/л. Количество растворенного газа не превышает 450 см3/дм3.

В отложениях московского яруса водоносными являются высокопористые песчаники (открытая пористость по керну - 18,15-22,9 %, проницаемость - 17,55- 116,09 мд), мощность 7-14 м. Из отложений башкирского яруса получен приток пластовой воды с дебитом 19,7 м³/сутки при уровне 419 м (скв. 2, интервал 2545-2550 м). Минерализация составляет 187,4 мг/ дм³; наличие микрокомпонентов следующее: йода- 6,77 мг/ дм³, аммония - 68/4 мг/дм³, бора - 14,3 мг/ дм³, брома- 202,54 мг/ дм³. Количество растворенного газа достигает 1600 м³/дм³. Содержание метана в растворенном газе составляет 91,12 %.

Газо- и водовмещающими породами башкирского яруса являются известняки, песчаники, реже алевролиты, разделенные глинистыми и плотными карбонатными отложениями. Мощность водовмещающих пластов колеблется от 3-5 м до 65 м.

Водоносность отложений серпуховского яруса в пределах Коробочкинского поднятия характеризуется следующими данными: приток пластовой воды удельного веса 1,133 г/см³ с дебитом 82,8 м³/сутки при испытании интервала 2963-2981 м (скв. 2).

По химическому составу пластовые воды относятся к высокометаморфизованным рассолам хлоридного кальциевого типа с минерализацией 188,2-200,8 г/дм³, отношение Na/Cl= 0,64/0,66. Содержание микрокомпонентов следующее: йода 10,57- 18,53 мг/дм³, брома 117,2- 187,9 мг/дм³, аммония 115,2- 147,6 мг/дм³, бора 22,3- 27,5 мг/дм³.

Высокое содержание в пластовых водах серпуховских отложений растворённого углеводородного газа: 2500 см³./дм³ (скв. 2, интервал 2800-2810 м) - 5480 см³/дм³ (скв. 11, интервал 3134-3140 м) указывает на региональную перспективность данного резерва.

Гидрогеологическая характеристика отложений визейского яруса Коробочкинского месторождения получена по результатам опробования в скважинах 7, 8, 11.

Сведения о водоносности верхней карбонатной части разреза (горизонты В-14-16) получены в пределах Коробочкинского поднятия в скв. 8 (интервал 3228-32365м; 3250-3290 м). При испытании получен незначительный приток воды - 0,88 м3/сутки при уровне 1350 м. Разрез включает пласты с пористостью не более 3-6 % и испытан с целью определения характера их насыщения.

При испытании терригенной части визейской толщи (горизонты В-17-19 и В-21-24) в скважинах 7, 8 и 11 дебиты пластовых вод достигают 33,1 м³/сутки при депрессии на пласт 98,3 ат (скв. 11, интервалы 3741-3665 м; 3680-3600 м; 3543-3624 м).

По химическому составу воды визейского яруса нижнего карбона относятся к высокометаморфизованным рассолам хлоридного кальциевого типа с минерализацией 181,20-214,1 г/дм³. Содержание микрокомпонентов SO₄/Cl = 0,0002-0,0052; Na/Cl = 52-0,64; Cl/Br = 300,4-541,6, указывают, что разрез находится в условиях замедленного водообмена.

Сведения, полученные в результате гидрогеологических исследований, показывают, что Коробочкинское месторождение находится в условиях влияния регионального артезианского бассейна.

Величина гидростатического градиента для территории Коробочкинского месторождения составляет 0,1145 ат/м.

Выявленные залежи в московском (горизонт М-6) и серпуховском (горизонты Н-3, Н-4) ярусах имеют пластовый характер и их начальные пластовые давления соответствуют гидростатическим.

В газоносной части визейского яруса (горизонты В-14-16, В-17-19, В-21-24) отмечаются избыточные пластовые давления, что, наряду с единым ГВК и слабой активностью контурных вод, указывает на массивно-пластовый характер залежи.

Тепловой режим осадочного комплекса площади зависит от глубины залегания, аномалии отсутствуют. Геотермический градиент во вскрытом разрезе увеличивается с глубиной от 2,7 до 3,10С/100 м, а геотермическая ступень соответственно равна 33,3-28,5 м на 10С. Продуктивная часть разреза характеризуется пониженным геотермическим градиентом, равным 2,6- 30С/100м.

7.3 Режим залежей

Коробочкинское месторождение является многопластовым и характеризуется сравнительно низкими коллекторскими свойствами в законтурной области и наличием тектонического и литологического экранирования газовых горизонтов. Вследствие этого сообщаемость газовой и водоносной частей разреза затруднена, что является определяющим режима разработки залежей.

Данные геофизических, геологопромысловых, гидродинамических и лабораторных исследований позволили установить наличие водоносных пластов и их связь с продуктивными горизонтами.

Так, залежь горизонта Н-3 (С1s) является литологических экранированной, контакт с пластовыми водами отсутствует, что определяет газовый режим ее эксплуатации.

Залежь горизонта Н-4 имеет непосредственный контакт с пластовыми водами, что подтверждается результатами испытания скв.1. Водоносные пласты значительной мощности, выдержаны по площади и являются высоконапорными. Следовательно, разработка горизонта Н-4 в начальный период эксплуатации будет осуществляется в газовом режиме с последующим переходом на водонапорный.

В пределах всех трех сводов месторождения предусматривается газовый режим разработки продуктивных горизонтов залежи визейского яруса (В-14-16, В-17-19, В-21-24). Установленные водоносные горизонты непосредственного контакта с газовыми пластами не имеют и находятся от них на значительном удалении, вследствие чего сообщаемость водоносной и газоносной областей разреза затруднена. Это приведет к более длительному перераспределению давления в пластовых системах и сохранению газового режима разработки массивно-пластовой залежи в течение всего периода эксплуатации.

Преимуществом газового режима является подключением со временем в разработку более низкопористых пластов по мере истощения основных залежей.

8. Состав и свойства газа

Физико-химические условия газов, конденсата и нефти изучались в процессе испытания скважин на продуктивность как в условиях поверхности, так и в пластовых условиях.

Свободный газ отбирался на устье скважин при промысловых исследованиях на различных режимах. Газ сепарации, сырой и стабильный конденсат отбирались на малой термостатируемой установке ЛГКМ-3, входящей в комплект передвижной газоконденсатной лаборатории ЛГП-1М, или из промыслового сепаратора при давлениях сепарации 40-70 кгс/см².

Проверка наличия сероводорода в газах осуществлялась в процессе промысловых исследований. Сероводород в газе Коробочкинского месторождения не обнаружен.

Групповой углеводородный состав фракций в пределах температур 60- 250°С определялся методом критических температур растворения в анилине.

По физико-химическим свойствам пластовые газы и конденсаты Коробочкинского месторождения группируются по стратиграфическим комплексам и подсчетным объектам.

I объект

Сведения о физико-химических свойствах газов и конденсатов I объекта получены в результате испытания скв. 3,4,6 и скв. 1 Лебяженская.

Свободный газ характеризуется невысоким относительным удельным весом, который изменяется по площади от 0,611 до 0,632, соответственно с увеличением количества тяжелых углеводородов от 4,48 до 6,1 % объемных. Содержание метана находится в пределах 91,2-89,81 % объемных.

Пластовый газ I объекта по своим физико-химическим свойствам незначительно отличается от свободных газов. Относительный удельный вес не превышает значения 0,631, количество метана составляет 80,82 %, суммарное содержание этан-пропан-бутановой фракции - 5,44 %. потенциальное содержание пентанов + высших равно 27,96 %.

Конденсаты I объекта по своим физико-химическим свойствам в пределах отдельных поднятий различаются.

Конденсат Ртищевского поднятия характеризуется тяжелым фракционным составом (34 % бензиновых фракций), высокой плотностью (0,84 г/см³) и молекулярной массой (153,0), а также наличием смолистых веществ ( до 0,67 масс. %) и твердых парафиновых углеводородов (до 1,36 масс. %); согласно группового состава конденсаты Ртищевского поднятия относятся к метановым.

Конденсат Лебяженского поднятия по своим физико-химическим свойствам близок к конденсатам Ртищевского поднятия (плотность 0,7884 0,84 г/см³, содержание бензиновых фракций 57 %), однако его молекулярная масса существенно выше 5 - 174,0. Кроме того, конденсат Лебяженского поднятия содержит 0,6 % асфальтов, 2,68 % смол и 8,33 % твердых парафиновых углеводородов.

Полученные результаты исследований, в частности высокий газовый фактор, сравнительно высокое содержание в конденсате смол и парафинов свидетельствует о том, что в скв. 1 получен приток газоконденсатонефтяной смеси.

Конденсаты Коробочкинского поднятия отличаются более легким составом (плотность 0,7642-0,7693 0,84 г/см³, молекулярная масса 115,6, содержание бензиновых фракций 67-74 %).

II объект

Свободный газ характеризуется повышенным относительным удельным весом. В пределах Ртищевского свода средний удельный вес равен 0,626; в пределах Коробочкинского свода - 0,634.

Газ углеводородный - содержание метана по месторождению состовляет 89,68 % объемных. Из гомологов метана присутствуют этан (3,57- 3,95 %), пропан (0,79-1,18 %), бутан (0,45- 0,51 %), пентаны (0,13- 0,27 %) и гексаны в сумме с высшими углеводородами (0,23- 0,37 %).

В неуглеводородной газовой смеси определено: 2,59-2,97 % азота; 1,82 % углекислого газа; 0,088-0,109% гелия.

По компонентному составу пластовые газы мало отличаются от свободных.

Конденсаты II объекта Ртищевского и Коробочкинского поднятий также различаются между собой.

Конденсаты Ртищевского поднятия характерезуются плотностью 0,7849- 0,7905 г/см3, тяжелым фракционным составом (42-68 % бензиновых фракций), наличием асфальтенов до 0,2 %, повышенным содержанием смолистых веществ и твердых парафинов.

Конденсаты Коробочкинского поднятия отличаются более легким составом (плотность 0,7658- 0,7734 г/см3, молекулярная масса 116,0-138,0, содержание бензиновых фракций 70-76 %). Наличие асфальтенов не превышает 0,14, смолистых веществ - 0,14 и парафинов - 0,30.

Конденсаты II объекта относятся к нафтеново-метановому типу и к классу "малосернистых" конденсатов.

9. Сведения о разработке месторождения

Коробочкинское месторождение открыто в 1979 году разведочной скв. 1, пробуренной на Ртищевском своде, из которой при опробовании горизонта В- 17-18 визейского яруса нижнего карбона получен приток газа.

На месторождении пробурено 16 поисково-разведочных скважин. Из них пять (1, 3, 6, 11,13) переданы на баланс добывающего предприятия и из-за отсутствия утвержденных проектных документов в опытную эксплуатацию не вводились. Была установлена промышленная газоносность горизонтов визейского яруса ( В-14-16, В-17-18, В-19, В-22-24). Месторождение является многопластовым.

В 1984 году по материалам "Полтаванефтегазгеологии" были утверждены запасы в ГКЗ СССР по категории С1 - 3996 млн. м³ и по категории С2 - 194 млн. м³.

Разработка Коробочкинского месторождения осуществляется с декабря 1990 года на основе проекта разработки, составленного на утвержденные запасы [ 2 ]. Этим проектом в качестве основного эксплуатационного объекта выделена залежь верхневизейских горизонтов. Предусматривалась эксплуатация месторождения 13-ю скважинами, из которых семь скважин предполагалось пробурить на Коробочкинском своде, одну - на Ртищевском.

По результатам бурения и опробования этих скважин была уточнена геологическая модель месторождения, выявлен ряд дополнительных сбросов. Скважина 51, расположенная в северной присводовой части структуры, пересекла нарушение и вошла в опущенный блок скважины 9. Скважина 53 подсекла это же нарушение, в результате чего из разреза выпала верхняя часть продуктивных визейских горизонтов (В-14-18).

Основные запасы залежи визейских горизонтов (В-14-24) сосредоточены в Коробочкинском блоке, который разрабатывается скважинами 50, 51, 53, 54, 55, 56. Скважина 3 в связи с обводнением переведена в разряд специальных и используется для технического водоснабжения при проведении ремонтных работ на скважинах.

Залежь горизонтов В-14-19 Ртищевского блока разрабатывается скважиной 6.

Разработка залежи горизонта В-14-16 Лебяженского блока, вскрытой скважиной 1, осуществляется независимо от скважины 100, вскрывшей залежь горизонта В- 17- 18.

Данными разработки Коробочкинского месторождения не подтверждается величина начальных запасов газа, что связано с уменьшением площади газоносности, принятой при подсчете запасов.

Новые данные о тектоническом строении и газоносности разреза месторождения потребовали внесения корректив по запасам газа.

10. Подсчет запасов газа

Начальные запасы газа утвержденные ГКЗ в 1985 году и были использованы при составлении проекта для включения в разработку Коробочкинского месторождения [6]. Запасы подсчитаны объемным методом исходя из представления о массивно- пластовом характере визейских залежей с единым ГВК.

В процессе разбуривания эксплуатационными скважинами и разработки месторождения выяснилось, что залежи визейского яруса имеют пластовый характер и индивидуальные ГВК ( горизонты В-14-16, В-17-18, В-19, В- 22-24). Такие же условия отмечены на ряде месторождений северного борта ДДВ, открытых позже (Борисовское, Граковское, Шевченковское и др.). Выполненный в настоящей работе подсчет начальных запасов газа Коробочкинского месторождения произведен для всех продуктивных горизонтов, базируется на материалах уточненных сейсмических исследований [4] с использованием данных эксплуатационного бурения и разработки залежей.

К подсчету объемным методом представлены горизонты: В-14-16, В-17-18, В-19, В-22- 24.

Горизонт В- 14- 16 газоносный в пределах всех сводов Коробочкинского месторождения, однако, в связи с невыдержанностью карбонатных коллекторов, выявленные залежи наряду с тектоническими экранами имеют литологические ограничения.

На Ртищевском своде продуктивной является скважина 6, при испытании аналога этого объекта в скважине 1, промышленного притока газа не получено. Запасы газа подсчитаны на площади 0,4 км², ограниченной половинным расстоянием от скважины 6 до скважины 1 и сбросом. С учетом выклинивания коллектора, средняя толщина пласта на этой площади составляет 1,5 м. В скважинах 5, 13, расположенных восточнее Ртищевского свода, верхняя часть горизонта В-14- 16 выпадает по сбросу, а остальная уплотнена.

На Коробочкинском своде газоносными по ГИС в этом горизонте являются скважины 3, 4, 54, 55, 56; скважины 2, 50 непродуктивные, что подтверждается испытанием (1. 1). Промышленная газоносность карбонатных коллекторов установлена испытанием скважин 3, 4, 54, 56.

В скважине 55 газоносный по ГИС разрез хорошо коррелируется с этими скважинами, поэтому включен в площадь категории С1 наряду с остальными скважинами. В связи с отсутствием водоносных пластов в законтурной зоне ограничение площади проведено условно литологическим контуром, совпадающим с половинным расстоянием между продуктивными непродуктивными скважинами. Средняя толщина коллектора определена путем взвешивания по карте толщин и составила 2 м. Для построения использованы данные об h эф, подтвержденные опробованием и ГИС контролем работающих интервалов. Значение остальных параметров использованы из утвержденных ГКЗ запасов.

На Лебяженском своде промышленно газоносной в горизонте В- 14- 16 является только скважина 1, что подтверждено ее испытанием и разработкой. В остальных скважинах 100, 101 сводовых и 12, 104 законтурных карбонатные породы уплотнены.Площадь продуктивности залежи ограничивается литологическим контуром, проведенным половинным расстоянием между скважиной 100 и скважиной 1, совпадающей с абсолютной отметкой -2937,6 м. Средняя толщина выделенной площади составляет 2,1 м. Остальные параметры использованы с представленного в ГКЗ подсчета (табл. 1.7).

Горизонт В-17 имеет линзовидное распространение, поэтому подсчитывался совместно с горизонтом В-18.

На Ртищевском своде запасы категории С1,горизонта В- 17- 18 ограничены условным контуром газоносности, проведенным по самой низкой подошве газоносного коллектора, вскрытого скважиной 1 на абсолютной отметке -3304 м . Средняя пористость 12 %, газонасыщенность 88 %. Остальные параметры не изменились. В скважине 5 в этой части разреза коллектор уплотнен. В скважине 13 по ГИС вскрыта локальная залежь, ограниченная УКГ на абсолютной отметке -3322 м (подошва коллектора) и тектоническим нарушением.

На Коробочкинском своде продуктивность горизонта В- 17- 18 подтверждена опробованием скважин 2, 3,4, 50, размещенных в разных частях структуры. Самая низкая отметка подошвы газоносного коллектора, принятая за УКГ, зафиксирована в скважине 4 на абсолютной отметке -2928 м. Ниже этой гипсометрии кровля горизонта вскрыта в водоносной части скважины 54 на абсолютной отметке -2948,4 м и скважине 55 на абсолютной отметке -2938,7 м. В скважине 56, пробуренной в 100 м южнее скважины 4, коллектор отсутствует (прил. 4). Средняя h эф определена по карте изопахит; параметры Кп и Кг определены как среднеарифметическое по данным ГИС по скважинам 2, 3, 4, 50. Запасы приведены в табл. 1.7.

На Лебяженском своде горизонт В- 17- 18 продуктивный только в сводовой скважине 100. В скважине 1 аналоги этих пластов уплотнены. В скважине 101 в горизонте В- 17 установлен незначительный приток нефти. В скважине 3, расположенной на значительном удалении о содовой скважины 100 (3 км), приток нефти из этого горизонта составил 8 т/сут. Отсутствие притока газа их скважины 101 и слабые притоки нефти в периферийных скважинах 101, 3 дает основание полагать наличие здесь нефтяной оторочки и газовой шапки. Газовая часть залежи горизонта В- 17- 18 Лебяженского свода ограничивается литологической границей от скважины 1, в которой коллектор отсутствует. Граница проведена половинном расстоянии между скважиной 100 и 1. Ввиду отсутствия данных о положении ГНК, его положение определено условным и проведено на половинном расстоянии между подошвой газового коллектора скважины 100 (абсолютная отметка -2958 м) и кровлей нефтегазоносного пласта, вскрытого скважиной 101 (абсолютная отметка -3004 м), т. е. На абсолютной аотметке -2980 м. Средняя толщина пласта газовой залежи определялась по карте изопахит, остальные параметры использованы по материалам ГИС и исследования скважины 100. Промышленная ценность нефтяной оторочки не определялась ввиду отсутствия данных исследования в скважине 101.

Горизонт В- 19 является основным продуктивным на Коробочкинском своде. На Ртищевском своде он преимущественно уплотнен (скважина 6) и замещен (скважины 1, 5, 11). В скважине 13 из этого горизонта после перфорации интервала 3469- 3479 м получен приток газа. Выделенная залежь локальная, тектонических экранированная, ограничивается УКГ, совпадающим с подошвой газоносного коллектора этой скважины, т. е. На абсолютной отметке -3345 м. Значения параметров использованы по данным ГИС, и приведены в таблице 1. 1.

На Коробочкинском своде вскрыты наиболее мощные пласты горизонта В - 19, определившие максимальные запасы. Это подтверждается значительными дебитами опробованных разведочных и эксплуатационных скважин. Залежь тектонически экранированная, с контурными водами, что определяется опробованием законтурных скважин 7, 8, 10. В связи с отдаленностью законтурной скважиной 7, ГВК залежи не установлен. Условный ГВК залежи проведен по подошве газоносного коллектора, вскрытого скважиной 56, т. е. На абсолютной отметке -2996 м. Средняя газоносная толщина коллектора определялась путем взвешивания по карте толщин, построенной с учетом распространения коллектора в законтурной части (прил. 5). Значения остальных параметров использованы для начальных условий из утвержденных ГКЗ запасов газа.

На Лебяженском своде газоносность горизонта В- 19 установлена только в скважине 101, где выделенная по ГИС h эф= 6,4 м не подтверждена раздельными опробованием (табл. 1.1). Поэтому подсчитанные здесь запасы газа отнесены к категории С2, при этом использованы параметры ГИС, эпюра начальных пластовых давлений и рассчитана для глубины залегания горизонта В- 19 температурная поправка коэффициент сжимаемости газа.

Горизонт В- 22- 24. Продуктивность его в скважине 6 на Ртищевском своде не подтверждена испытанием, поэтому подсчитанные здесь запасы отнесены к категории С2. Залежь экранируется тектонических и литологически (от скважины 5, где коллектор уплотнен). Площадь ограничивается половинным расстоянием к скважине 5 и подошвой коллектора скважины 6, т. е по гипсометрии -3388,5 м.

На Коробочкинском своде залежь горизонта В- 22- 24 подтверждена испытанием скважин 4, 50, 53, 55, где получены притоки газа промышленного значения (табл. 1. 7). В скважинах 2, 3 коллектор уплотнен. В скважине 54 вскрыт водоносный коллектор на абсолютной отметке - 3014,9 м, в то же время подошва газового пласта в продуктивной скважине 55 вскрыта на абсолютной отметке - 3081 м. ГВК залежи проведен на гипсометрии 3014 м. Средняя толщина для залежи установлена путем взвешивания по карте толщин. Значения остальных параметров усреднены по данным ГИС и исследования скважин 4, 50, 53, 55.

Таблица 3 Подчсет запасов газа Коробочкинского месторождения.

Горизонт	Блок, Скв.	Категория запасов	Площадь г/н, км2	Эффект. мощность, м	Коэфф. пористости, Кп	Коэфф. газонасыщ. Кг	Р пл начал. МПа	Р пл с учетом К=0,97 МПа	Коэфф. сверх-сжим.	Р пл конечн. МПа	Поправка на темпе- ратуру	Начальные запасы свободного газа млн.м3
В- 14- 16	Ртищ.	С1	0,4	1,5	0,062	0,89	37,1	36,0	1,00	0,1	0,78	9
В- 14- 16	Кор.	С1	2,9	4,7	0,090	0,85	32,8	31,8	1,06	0,1	0,80	280
В- 14- 16	Кор.	С1
В- 14- 16	Леб.	С1	0,56	2,1	0,077	0,85	33,15	32,2	1,05	0,1	1,79	20
В- 17- 18	Ртищ.	С1	0,75	4,4	0,12	0,88	36,5	35,4	1,00	0,1	0,78	96
В- 17- 18	Ртищ, скв. 13	С1	0,12	2,8	0,10	0,81	37,7	36,6	0,99	0,1	0,77	8
В- 17- 18	Кор.	С1	1,8	4,1	0,13	0,90	33,8	32,8	1,04	0,1	0,79	232
В- 17- 18	Леб.	С1	1,25	3,0	0,15	0,85	33,2	32,2	1,00	0,1	0,78	120
В- 19	Ртищ., скв. 13	С1	0,25	3,3	0,11	0,84	38,0	36,9	0,99	0,1	0,77	21
В- 19	Кор.	С1	2,90	8,8	0,12	0,85	33,9	32,8	1,04	0,1	0,79	700
В- 19	Леб.	С2	0,62	3,2	0,11	0,65	33,2	32,2	1,05	0,1	0,79	38
В- 22-24	Ртищ.	С2	2,2	0,12	0,85	37,9	36,8	0,99	0,1	0,77	16
В- 22-24	Кор.	С1	1,94	2,9	0,14	0,87	33,9	32,9	1,04	0,1	0,79	185
Итого:	С1											1725
	С2											60

11. Мероприятия по охране недр и окружающей среды

Объекты нефтегазовой отрасли являются одними из наиболее опасных в отношении загрязнения окружающей природной среды. При бурении глубоких скважин, добыче, подготовке и транспортировке углеводородного сырья и сопутствующих продуктов весьма велика угроза воздействия на такие компоненты окружающей среды, как приземный воздух, почвы, поверхностные и подземные воды, геологическая среда. Охрана недр и окружающей среды в процессе разработки нефтегазовых месторождений является одним из основных условий рациональной разработки залежей углеводородов.

 

.1 Оценка воздействия на окружающую среду

Основными загрязняющими веществами в процессе разработки газоконденсатных залежей являются природный (углеводородный) газ, газовый конденсат и продукты их сгорания, некоторые химреактивы, используемые в процессе промывки скважин и др.

Источники загрязнения окружающей среды при разработке месторождений следующие:

устье скважин, выбросы вредных веществ возможны при нарушении герметичности в устьевой аппаратуре, при ремонтных работах и освоении скважин;

промысловые газосборные трубопроводы вследствие порывов и неплотностей;

сепарационное и технологическое оборудование для подготовки газа.

Мероприятия по охране окружающей природы в процессе эксплуатации газоконденсатных залежей должны быть направлены на недопущение или снижение загрязнения окружающей природы, вызванного производственным процессом.

Охрана атмосферного воздуха

Основная продукция, получаемая в процессе эксплуатации месторождения (природный газ, конденсат), в своем составе содержит токсические компоненты, которые представляют определенную опасность для окружающей среды.

Загрязнение атмосферного воздуха при разработке газоконденсатных залежей может происходить при:

исследовании газоконденсатных скважин;

продувке скважин и газопроводов (шлейфов) в атмосферу;

утечке газа через неплотности технологического оборудования на УКПГ и скважинах;

аварийных выбросах в атмосферу.

Для предотвращения и максимального снижения выбросов вредных веществ в атмосферу при разработке газовых и газоконденсатных залежей Коробочкинского месторождения необходимо предусмотреть комплекс воздухозащитных мер.

Для начала испытаний скважин необходимо проверить и обеспечить герметичность и надежность фонтанной арматуры, факельных линий, установки для разделения продуктов испытания (сепаратора), замерных устройств, гидроизоляцию факельного амбара.

Исследование скважин в процессе их эксплуатации должны осуществляется в газопровод с полной утилизацией углеводородов (без выпуска газа в атмосферу).

С целью снижения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу в период неблагоприятных метеорологических условий, а также в жаркий период времени освоение и исследования скважин с выпуском газа в атмосферу не допускаются.

В случае крайней необходимости в выполнении этих работ должны быть проведены мероприятия по снижению выбросов, в которых необходимо предусмотреть:

инвентаризацию источников выбросов в окружающую среду, предусмотренных технологической схемой;

для каждого источника определить состав выбросов, дебит, возможную периодичность и т. д.

график продувок скважин и технологического оборудования с минимальным выпуском в атмосферу углеводородов;

комплекс исследований и замеров по контролю за состоянием атмосферного воздуха с целью определения концентрации вредных веществ.

В местах возможной загазованности атмосферы необходимо осуществлять контроль за состоянием воздушной среды, отбор проб воздуха на анализ.

В случае повышения предельно-допустимых выбросов в результате аварии или предусмотренных технологией выбросов в атмосферу предприятие обязано в установленном порядке сообщить об этом органам, осуществляющим государственный контроль за охраной атмосферы и принять меры по уменьшению выбросов вредных веществ и ликвидации последствий загрязнения атмосферы.

Охрана водной среды

Охрана водной среды должна предусматривать:

соблюдение основ водного законодательства и нормативных документов в области использования и охраны водных ресурсов;

осуществление мер по предотвращению и ликвидации утечек сточных вод и загрязняющих веществ в поверхностные и грунтовая воды, а также в горизонты подземных вод;

очистку сточных вод и недопущение сброса в водостоки, водоемы и подземные водонасыщенные горизонты неочищенных сточных вод;

строгое соблюдение требований по проектированию, строительству и эксплуатации водозаборов подземных вод,

систематический контроль за состоянием водной среды, особенно на территории действующего газодобывающего предприятия.

Особыми объектами охраны являются эксплуатируемые водоносные горизонты и водозаборы хозяйственно- питьевого значения.

Контроль за охраной водной среды должен представлять собой систему мер, направленных на получение систематической информации о состоянии и степени загрязнения водной среды, прогнозирование этих процессов с целью разработки мероприятий, обеспечивающих ликвидацию загрязнения и соблюдение промышленным предприятием установленного порядка охраны водной среды.

Водоохранные мероприятия должны предусматривать как профилактические, так и специальные работы. К профилактическим относятся: выбор местоположения промышленного объекта (УКПГ, скважины), могущего вызвать загрязнение водной среды; по сети наблюдательных пунктов; соблюдение зон санитарной охраны водозаборных сооружений.

Специальные мероприятия должны предусматривать локализацию и ликвидацию очагов загрязнения, создание непроницаемых завес (валов) вокруг очагов загрязнения, бурение защитных рядов специальных скважин и т. д.

Ответственность за охрану водной среды от загрязнения промышленными и бытовыми отходами, за соблюдение зон санитарной охраны водозаборов несет газодобывающее предприятие.

Охрана земель, лесов

Загрязнение грунта в процессе эксплуатации Коробочкинского месторождения может происходить в результате воздействия сточных вод, химреагентов, конденсата, горючесмазочных материалов, хозяйственно- бытовых сточных вод, бытовых отходов и т. д.

Мероприятия по предотвращению вредного воздействия производственного процесса по добыче газа на окружающую среду должны предусматривать следующее:

хранение твердых химреагентов в специальных емкостях;

жидкие химреагенты и конденсат хранить в металлических емкостях;

- в случае попадания продуктов производства за пределы газодобывающего объекта производить срочную локализацию, сбор и вывоз на пункты сбора;

при необходимости ремонта эксплуатационных скважин производить снятие и складирование плодородного слоя почвы, после завершения работ предусмотреть очистку площадки и ее рекультивацию;

строительные работы в лесных массивах и в непосредственной близости от них, а также другие работы, которые могут привести к уничтожению леса, проводить не рекомендуется.

Охрана недр.

Охрана недр газовых и газоконденсатных месторождений- главное условие рациональной разработки и состоит в предотвращении потерь газа, конденсата и пластовой энергии, а также сопутствующих полезных ископаемых. Она должна предусматривать систему мер, направленных на полное извлечение и рациональное использование полезных ископаемых, предотвращение загрязнения недр, а также осуществления контроля за их охраной.

Охрана недр в процессе эксплуатации месторождения.

Охрана недр в процессе разработки газовых и газоконденсатных залежей предусматривает систему мер, направленных на полное извлечение полезных ископаемых, предупреждение загрязнения и осуществление контроля за охраной недр.

Для обеспечения равномерного и полного извлечения запасов газа и конденсата и осуществления контроля за их выработкой рекомендуется:

систематически проводить замер добываемой продукции (газ, конденсат, вода);

обеспечить постоянный учет потерь добываемой продукции;

не реже одного раза в два года производить замер пластовых и устьевых статических давлений, химического состава добываемой продукции;

1 на основании результатов исследований осуществлять постоянно контроль за распределением давления по скважинам, взаимодействием отдельных блоков, характером перемещения "газ-вода";

2 осуществлять геофизический контроль за состоянием продуктивной части разреза, характером насыщения коллекторов, особенно в скважинах, где были зафиксированы межколонные газопроявления;

3 своевременно производить работы по изоляции обводнившихся продуктивных горизонтов или по ликвидации скважин.

Мероприятия по профилактике и борьбе с осложнениями, возникающими в процессе разработки месторождения, должны предусматривать:

4 комплекс исследований по контролю за техническим состоянием скважин и обводнением продуктивных горизонтов;

5 мероприятия по борьбе с коррозией скважинного оборудования;

6 капитальный ремонт скважин.

12. Геолого - экономическая оценка месторождения

Коробочкинское месторождение расположено на территории промышленно развитого района Харьковской области. Выгодное географическое положение определяет его экономическую ценность.

Месторождение было открыто в 1979 году. На дату подсчета запасов пробурено 17 поисково - разведочных скважин и 7 эксплуатационных. Общий метраж поисково - разведочного бурения - 58381 м.

В результате поисково - разведочных работ были установлены пластовые залежи газа приуроченные к визейскому ярусу нижнего карбона.

Общие затраты на поиски и разведку Коробочкинского месторождения составили 43182,393 тыс. руб.

По геологическим причинам ликвидированы скважины №№ 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9,10, 12, 2 Леб., 3 Леб., их стоимость - 26629,53 тыс. руб.

Четыре скважины переданы в эксплуатацию, пересчетная стоимость их - 17801,091 тыс. руб.

Стоимость семи эксплуатационных скважин - 20077,221 тыс. руб.

Экономическая оценка приводится в таблице 4

Таблица 4 Геолого - экономическая оценка Коробочкинского месторождения.

Отчисления на разведку газа (руб./тыс. м.3)	29,34
Подсчитанные запасы на 1 руб. затрат (м.3)	983,7
Средняя себестоимость добычи газа (руб./тыс. м.3)	110,73
Средняя стоимость подсчитанных запасов газа (тыс. руб.)	789705

Заключение

Разработка Коробочкинского месторождения осуществляется с 1990 года согласно проекту, выполненному УкрНИИГазом на утвержденные ГКЗ запасы газа 3996 млн. м³ . Кроме того, с учетом прироста на Лебяженском своде (после бурения скважин 100, 101) в объеме 324 млн. м³ , суммарные запасы газа составили 4255 млн. м³ .

Эксплуатация месторождения осуществляется 10 скважинами - 2 на Ртищевском и 8 на Коробочкинском и Лебяженском сводах.

На начало 2000 года из месторождения добыто 571 млн. м³, т. е фактическая добыча значительно ниже проектной, что объясняет в первую очередь неподтвержденностью подсчитанных запасов газа.

С использованием новых материалов бурения, сейсмических исследований, ГИС - контроля скважин и результатов опробования, уточнена геологическая модель месторождения, исходные параметры и произведен пересчет запасов газа объемным методом. Пересчет произведен не по продуктивным толщам, как это было ранее, а по горизонтам, составляющим единые пластовые системы (В - 14- 16, В - 17 - 18, В - 19, В - 22 - 24). В результате установлено уменьшение объемов запасов, связанное прежде всего со значительным уменьшением площади газоносности. Запасы газа категории С₁ по новым данным оцениваются в объеме 1725 млн. м³ , С₂ - 60 млн. м³

Отметим, что Коробочкинское месторождение имеет весьма сложное геологическое строение, с выклиниванием коллекторов и тектоническим экранированием залежей, что ранее, до бурения эксплуатационных скважин, не позволило достоверно оценить запасы объемным методом.

Список использованной литературы

1. Витенко В.А., Кабышев Б.П. История развития и нефтегазоносность структур ДДВ. М. Недра,1977. 192 с.

2. Геологическое строение и газонефтеносность Днепровско-Донецкой впадины и северо-западных окраин Донецкого бассейна/Под ред. В.Г.Бондарчука.-Киев: Изд-во АН УССР, 1954.-822с.

3. Геология и нефтегазоностность Днепровско -Донецкой впадины. Киев. Наукова Думка 1988 г.

4. Анализ и коррективы разработки Коробочкинского ГКМ (отчет), 100 УГП 95/97, 51.483/95-97. Укрниигаз 1997, 143 с.

5. Геологическое строение и оценка запасов газа и конденсата Коробочкинского месторождения Хакрьковской области УССР. По "Полтаванефтегазгеология", т.1 (отчет). Сафонкина И. А. и др. Харьков, 1984 г.,222 с.

6. Проект разработки Коробочкинского ГКМ (отчет), 02.В.05.97/83-85/21.21.03. Укрниигаз. Эглид Л. Я. и др. Харьков, 1986, 161 с.