Пласт ДI залегает на средней глубине 2485м в верхней части пашийского горизонта, отделяясь от пласта ДII глинистой пачкой толщиной от 0,8 до 6,8 м. Общая толщина пласта ДI изменяется от 13,8м (скважина 11) до 0,8м (скважина 21) и состоит из 1 – 2 реже 3 проницаемых прослоев (приложение №12). Толщина разделяющих плотных прослоев изменяется от 0,4м (скважина 13) до 9,3м (скважина 20).
По данным ГИС нефтенасыщенность пласта установлена в разведочных скважинах 10, 13, 14, и эксплуатационных 20, 21, 22, 23, 24 и 26. Из нефтенасыщенной части пласта керн поднят в скважинах 14 и 22. Пласт сложен песчаниками буровато-коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, средней плотности, нефтенасыщенными с прослоями алевролитов и глин.
Рассматриваемая залежь пластового типа размером 6,25×1,5 км, высота -35,3м.
Коэффициент песчанистости равен 0,55, расчленённости-1,7.
В виду того, что пласты ДII и ДI опробованы и разрабатываются совместно, раздельного исследования пластов и отбора глубинных проб из них не проводилось. Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования 5 глубинных, трех поверхностных проб из скважин №14, 20.
По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти – 834,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (600С) – 6,15 МПа, газосодержание – 31,1 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 6,19 мПа·с.
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 883,0 кг/м3, газовый фактор – 26,67 м3/т, объёмный коэффициент – 1,091.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода - нет, углекислого газа – 0,54%, азота – 11,12%, гелия – 0,074%, метана – 50,99%, этана – 14,84%, пропана – 15,19%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 22,35%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,945, а теплотворная способность – 48092 кДж/м3.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,46%), смолистая (10,19%), парафиновая (4,12%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 39,0%.
Залежь нефти пласта ДII
Пласт ДII залегает на средней глубине 2475м в кровельной части пашийского горизонта и хорошо контролируется репером «кинжал», который залегает в
основании тиманского горизонта (приложение №13).
Нефтенасыщенность пласта ДII по данным ГИС установлена в разведочных скважинах 10, 13, 14 и эксплуатационных – 20, 21, 23, 25. Нефтенасыщенным керном пласт представлен только в разведочной скважине 14.
Пласт ДII развит не повсеместно; в скважинах 11, 12, 17, 22 и 24 он замещается глинистыми породами, вследствие чего коллектор развит в виде полулинзы. Сложен пласт песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, средней крепости, не слоистыми. Общая толщина пласта, состоящего, в основном, из одного прослоя песчаника, составляет от 3,6м (скважины 10, 20, 25) до 1,0м (скважина 13).
Опробование пласта ДII в скважинах 14, 20 и 23 произведено совместно с пластом ДI. Из пластов были получены фонтанные притоки нефти.
Водонефтяной контакт пласта ДII ни по данным опробования, ни по данным ГИС не подсечен.
По данным ГИС наиболее низкое положение нефтенасыщенной части пласта в скважине 25 на абсолютной отметке минус 2331,4 м, наиболее высокое положение водонасыщенной части - в скважине 26 на абсолютной отметке минус 2372,4м.
Контур нефтеносности по залежи пласта ДII принимается единый с пластами ДII и ДI на абсолютной отметке минус 2363м.
Залежь пластово-литологического типа, размером 7,7×1,3 км, с незначительной водонефтяной зоной, высота залежи 47,3м.
Коэффициент песчанистости равен 0,95, а расчленённости - 1,1.
Как видно из приведенных данных, нефти месторождения относятся к тяжелым с плотностью 0,892 г/см3(пласт ДII) и к среднему типу с плотностью 0,883 г/см3(пласты ДII, ДI), высоковязкие, вязкость изменяется от 39,9 мПа×с до 50,34 мПа×с, газовый фактор изменяется от 26,23 до 26,67 м3/т.
По товарной характеристике нефти высокосернистые (массовое содержание серы 2,36 % - 2,46 %), парафинистые (содержание парафина 3,25 % - 4,12 %), смолистые (содержание смол 10,19 % - 11,23 %).
В газе, выделившемся из нефтей Южно-Орловского месторождения, сероводород не обнаружен, содержание метана составляет 50,83-50,99 % моль, этана – 13,86-14,84 % моль, азота – 11,12-13,09 % моль, углекислого газа - 0,54-0,65 % моль. Удельный вес газа по воздуху – 0,942-0,945.
По состоянию на 01.01.2004г. действующий фонд добывающих скважин Южно-Орловского месторождения составляет всего 4 единицы, из них скважины №№ 10,21 эксплуатируют пласт ДII, скважины №№ 20,23 – совместно пласты ДII и ДI.
С открытием на территории района нефтяных месторождений получила развитие нефтедобывающая промышленность. В радиусе 10-30 км расположены такие крупные разрабатываемые месторождения, как Радаевское, Екатериновское, Козловское и др., залежи нефти в которых приурочены к пластам башкирского яруса, бобриковского горизонта, турнейского яруса и пашийского горизонта.
5. Обоснование постановки поисково-оценочных работ на юго-западном куполе
В 2000 году была произведена доразведка Южно-Орловского месторождения по отражающим горизонтам карбона, девона и кристаллического фундамента. В результате чего был выявлен юго-западный купол. Новые данные, полученные в результате сейсморазведочных работ и несоответствие утвержденных ранее запасов с количеством добытой нефти, послужило основанием для повторного пересчета запасов нефти и газа. В 2002 году институтом «СамараНИПИнефть» данная работа была выполнена. В результате чего произошло значительное увеличение площади месторождения, в основном за счёт выделения категории С2. Юго-западный участок Южно-Орловского поднятия бурением не изучен.
В результате проведенных исследований, изучения литолого-стратиграфической характеристики разреза, тектонического строения, нефтеносности северо-восточного участка были показаны высокие перспективы отложений верхнего девона юго-западного участка, где выделяются три продуктивных пласта (ДII, ДI, ДII)пашийского горизонта на обнаружение нефти.
Важнейшим геологическим документом при проектировании поисков является структурная карта поискового объекта, которая определяет форму поверхности кровли перспективной ловушки.
С целью поиска залежей рекомендуется заложить поисковые скважины №27,28. Первоочередной скважиной намеченной к бурению является скважина 27, рекомендованная к вводу в эксплуатацию на пласт ДII. Скважину предполагается пробурить в своде юго-западного купола, закартированного сейсмикой по отражающему горизонту Др. Поисковую скважину №27 закладываем до глубинны 2500 метров, в своде структуры. Основными задачами поисковой скважины являются:
- отбор керна, целесообразно и экономически выгодно, проводить в интервалах разреза, представляющих интерес в нефтяном отношении;
- отбор шлама;
- получение первых промышленных притоков нефти из исследуемых горизонтов;
- опробование и испытание в процессе бурения и после окончания бурения предполагаемых продуктивных пластов.
Скважина 28 является зависимой от результатов бурения скважины № 27.
В случае открытия залежей в перспективном горизонте предполагаем заложения разведочной скважины №28. Разведочную скважину №28 рекомендуем заложить в седловине в 1500 метрах северо-восточнее от скважины №27 с проектной глубиной 2530 метров, для определения положения ВНК и выяснения размеров нефтеносной площади. Забой скважин №26 и №27 предполагается в отложениях живетского яруса муллинского возраста.
Таблица глубин
| Пашийский горизонт | № скважины | |
| №27 | №28 | |
| Глубина, м. | Глубина, м. | |
| Пласт ДII | 2310 | 2344 |
| Пласт ДI | 2336 | 2361 |
| Пласт ДII | 2362 | 2392 |
В поисковых и разведочных скважинах по всему разрезу в масштабе 1:500, а в перспективных интервалах в масштабе 1:200, до спуска колонны в скважину для определения глубины залегания продуктивных пластов проводят:
- стандартный каротаж с записью кривых PS и KS;
- гамма-каротаж (ГК);
- нейтронный каротаж (НК);
- акустический каротаж (АК);
- кавернометрия;
- инклинометрия;
- термометрия.
Основные задачи, решаемые разведочной скважиной:
- отбор керна в интервалах залегания продуктивных горизонтов;
- опробование в процессе бурения пластоиспытателями и испытание продуктивных горизонтов после окончания бурения;
- пробная эксплуатация выявленных залежей.
В продуктивных и перспективных интервалах в масштабе 1:200 дополнительно проводят:
- боковое каротажное зондирование (БКЗ);
- боковой каротаж (БК);
- микрозондирование (МЗ);
- индукционный каротаж (ИК).
По результатам бурения проектных скважин на месторождении будет уточнена геометризация выявленных залежей нефти, дана достоверная оценка промышленной нефтеносности юго-западного купола.
Задачи поисковой стадии считаются полностью решенными тогда, когда однозначно доказано наличие или отсутствие промышленных скоплений нефти в пределах исследуемой локальной площади.