Нефтегорское месторождение - это одно из месторождений Хадыженской группы, состоящей из 17 подобных ему месторождений (Хопры, Нефтянское, Восковая гора, Хадыженское и др.), цепочкой простирающихся на 70 км в северо-западном направлении до железнодорожной линии Краснодар-Туапсе. В 15 км и 24 км к западу от Нефтегорского месторождения располагаются Южно-Хадыженское газоконденсатное и Куринское газонефтяное месторождения. Залежи углеводородов месторождений Хадыженской группы содержатся в песчано-алевролитовых пластах I-VII горизонтов отложений майкопской серии [1].

Нефтегорское нефтяное месторождение расположено на территории Апшеронского района Краснодарского края в 115 км к юго-востоку от г. Краснодара и в 45 км к юго-западу от г. Майкопа. В 5 км северо-северо-восточнее этого месторождения находится районный центр г. Апшеронск, в 3 км юго-восточнее - г. Нефтегорск, а в 20 км западнее - г. Хадыженск со станцией железнодорожной линии Армавир-Туапсе (рисунок 1.1).

Через район Нефтегорского месторождения проложены нефтепроводы на Майкоп и Краснодар, асфальтированные шоссе, связывающие Нефтегорск с Апшеронском, Майкопом и Краснодаром. Связь между близлежащими пунктами, месторождениями и участками рассматриваемого месторождения осуществляется по грунтовым, промысловым дорогам.

Энергоснабжение района и месторождения обеспечивается имеющимися ЛЭП. Из строительных материалов в районе имеются глины, гравий.

Рельеф изучаемой территории представляет типичное предгорье северного склона Кавказского хребта, характеризующееся средними отметками от плюс 160 м до плюс 280 м. Отдельные её участки возвышаются над уровнем моря на 309-399 м. Они, как правило, расчленены системой ручьев и балок.

Для рассматриваемой местности характерно широкое развитие гидрографической сети. Самыми крупными реками здесь являются на западе р. Пшиш, на востоке р. Пшеха, которые текут на север с Кавказского хребта и впадают в Краснодарское водохранилище. Водотоки рек используются для питьевого и технического водоснабжения.

Климат района умеренно теплый: лето жаркое, сухое (температура от плюс 18^оС до плюс 35^оС, в среднем 20-25^оС), осень и зима тёплые (температура от плюс 15^оС до минус 10^оС) с периодическими дождями. Зимой иногда бывают морозы до минус 25^оС. Продолжительность зимнего периода 81 сут. Среднегодовая температура плюс 11^оС. Среднегодовое количество осадков составляет 800-1200 мм. Максимальное промерзание грунта - 0,3 м. Толщина снежного покрова в январе до 30 см. Преобладающее направление ветра северо-восточное, наибольшая скорость его 35 м/сек.

Возвышенности и долины в районе покрыты лесом, в котором преобладают дуб, ясень, граб, дикорастущие фруктовые деревья. В лесах водятся лисы, зайцы, белки, волки, кабаны.

В экономике района основную роль занимают сельское хозяйство, животноводство, лесоразработки, нефтедобывающая промышленность.

Рисунок 1.1 Обзорная схема района расположения Нефтегорского месторождения [2]

1.2 История изученности

1.2.1 Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение

Впервые сведения о нефтегазоносности изучаемого района были получены еще в XIX веке в результате добычи нефти из неглубоких колодцев, вырытых в полосе выходов майкопских глин и песков на дневную поверхность близ пос. Нефтегорск и ст. Нефтяная. Начало развития здесь нефтяной промышленности датируется 1906 г., когда заложенные частными предпринимателями первые скважины с глубины 40-60 м дали фонтаны легкой нефти с дебитом 15-16 т/сут.

Внимание нефтяных компаний к Нефтяно-Ширванской площади было привлечено полученным здесь в 1909 г. нефтяным фонтаном из майкопских отложений в результате бурения мелких скважин. Большое значение в изучении геологии Апшеронско-Хадыженского района имели геолого-съемочные работы, проводимые Геологическим комитетом России в 1906-1915 г. г. под руководством К.И. Богдановича, материалы которых явились основой для последующих детальных работ. Исследованиями геологии и нефтегазоносности этой площади в 1909-1911 г. г. занимался И.М. Губкин, который впервые осуществил литолого-стратиграфическое расчленение толщи майкопских образований и получил ценные результаты по изучению строения нефтяных залежей в ней [2].

Уже в советское время с 1923 г. по 1931 г. на участке Центральное поле проводится разведочное бурение. Начиная с 1930 г. значительные работы (бурение, сейсморазведка) по изучению рассматриваемой нефтеносной площади проводились геологическими партиями НГРИ (ныне ВНИГРИ), трестом "Кубчернефть". В 1931 г. на Соколовой горе были заложены 4 разведочные скважины, которые вскрыли VI продуктивный горизонт нефтяной залежи майкопа. В 1933 г. велась разведка на Павловой горе (где пробуренная скважина № 0469 была ликвидирована в связи с отсутствием притока из VI горизонта) и на соседствующей с запада Нефтянской площади (сведений о пробуренной здесь скважине № 054 нет). С 1930-х годов по рассматриваемому району и Нефтегорскому месторождению был выполнен большой объем работ по детальному расчленению майкопской толщи, по геологическому, тектоническому строению, петрофизическому изучению пород-коллекторов. Работы проводились исследователями Коротковым С.Т., Аладатовым Г.М., Гарбузовой А.Г., Гросгеймом В.А., Зернышко Т.А., Фроловым А.Г., Котельниковым В.М., Мушенко С.П., Величко А.В., Кравчук М.С. и др., Симоновым М.Е. и др. [2].

В советское время, эксплуатация залежи VI продуктивного горизонта единичной скважиной №1/19 началась в 1923 г. на участке Центральное поле в пределах Нефтегорского месторождения, в 1930 г. залежь введена в промышленную разработку. В 1931 г. начал разрабатываться VI горизонт участка Соколова гора, в 1935 г. - залежь IV продуктивного горизонта, в 1936 г. - VI продуктивный горизонт участка Павловой горы.

Разработка месторождений и разведочные работы на исследуемой территории прерывались в годы ВОВ (1941-1944 г. г.), промыслы были разрушены, значительный объем информации по геологии и разработке был утерян или уничтожен. Работы здесь возобновились в 1943-44 г. г. с разработки продуктивных горизонтов VI, IV Нефтегорского месторождения. С 1950 г. начал разрабатываться VII горизонт участка Павловой горы и с 1954 г. VII горизонт участка Центральное поле.

Вследствие отрицательных результатов опробования, вплоть до 1995 года, III продуктивный горизонт в пределах Нефтегорского месторождения считался водонасыщенным. Пересмотром геологических материалов Хадыженской НГПД в 1995-1996 гг. оценка его положительно изменилась. Залежи нефти III горизонта введены в промышленную разработку в 1996 г.

К концу 60-х годов рассматриваемая территория была полностью покрыта геологической съемкой М 1: 25000 и частично М 1: 10000. В 1950-66 г. г. здесь проводилось структурно-поисковое бурение (объединение "Краснодарнефтегаз”), был детально расчленен мезо-кайнозойский комплекс отложений. Глубокие скважины бурились главным образом за пределами Нефтегорского месторождения, отложения мела и юры непосредственно в его контурах ими почти не освещались.

С 1969 г. в пределах Нефтегорского месторождения и обширной территории за его пределами проводятся сейсмические исследования МОВ и РНП, в результате которых были закартированы сейсмические отражающие горизонты эоценовых, меловых отложений и эрозионной поверхности верхнеюрской карбонатной толщи. На ближайших площадях по этим горизонтам были подготовлены к бурению Самурская, Нефтянская и другие структуры. С 1979 г. здесь стали проводиться сейсморазведочные работы МОГГ с целью изучения карбонатных верхнеюрских массивов, строения меловых и палеоценовых отложений. В 1983 г. в отложениях средней юры было выявлено (Хадыженская с/п 6/83) Западно-Нефтегорское осложнение, а в 1987 г. в отложениях J₃ в районе Нефтегорска в выделенной зоне тектонических нарушений намечены тектонически - экранированные структуры.

Первый зарегистрированный подсчет запасов нефти и газа по Нефтегорскому месторождению был произведен в 1947 г. Запасы подсчитывались объемным и статистическим методами. В ГКЗ (протокол утерян) были утверждены запасы, подсчитанные статистически. Утвержденные ГКЗ начальные извлекаемые запасы нефти месторождения составили на участке Центральное поле (VI горизонт) 5857 тыс. т по категории А, на участке Соколова гора (VI горизонт) 1090 тыс. т по категории А и 108 тыс. т по категории В, на участке Павлова гора 47 тыс. т по категории А в VI горизонте и 75 тыс. т категории С₁ в IV горизонте, на участке IV Компрессорной (IV горизонт) 98 тыс. т по категории А и 25 тыс. т по категории В. Суммарное количество начальных извлекаемых запасов по этим участкам (современное Нефтегорское месторождение) равно 7300 тыс. т по категории А+В+С₁.

К 1959 г. на территории, включающей участки Центральное поле (с IV Компрессорной), Соколова гора и Павлова гора, учтенный объем пробуренных разведочных скважин составлял более 134. По всем пробуренным скважинам, Краснодарским филиалом "ВНИИнефть" в 1959 - 1960 г. г., был проведен пересчет геологических и извлекаемых запасов нефти (результаты которого на ГКЗ не представлялись и не утверждались). Объем добытой нефти уже к 01.01.1959 г. превосходил запасы, утвержденные ГКЗ в 1947 г. [2].

Нефтегорское месторождение находится на поздней стадии разработки. Количество учтенных пробуренных скважин на месторождении составляет порядка 520. Разрабатываются залежи нефти приуроченные к III, IV, VI и VII продуктивным горизонтам. На 01.01.2009 г. на Госбалансе по Нефтегорскому месторождению по категории А+С₁ числятся 18675 тыс. т начальных геологических и 9563 тыс. т извлекаемых запасов нефти.

Месторождение открыто в 1923 г., введено в разработку в 1930 г. По официальным источникам, на месторождении пробурено свыше 1000 скважин. Во время Великой Отечественной Bойны многие скважины были ликвидированы по спецмероприятиям и документация утеряна. Фактический материал, в разной степени представительный по качеству и объему информации, сохранился по 597 скважинам, в т. ч. по 196 поисково-разведочным скважинам.

Общий метраж поисково-разведочного бурения составил - 302268 м.

По состоянию на 01.01.2011 г. действующий добывающий фонд составляет 19 скважин. В бездействии находятся 4 скважины, наблюдательных 69 скважин, ликвидированных - 229 скважин, ожидающих ликвидации - 48 скважин. Нагнетательный фонд составляет 20 скважин, из них 2 действующие, 8 находятся в бездействии, две ликвидированы.

В таблице 1.1 представлен фонд скважин, пробуренных на Нефтегорском месторождении.

Таблица 1.1 - Характеристика фонда скважин Нефтегорского месторождения

1.2.2 Отбор и исследования керна

Рисунок 2.1 Сводный стратиграфический разрез майкопских отложений [2]

Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением, в рассматриваемом районе являются образования нижнего мела, с которых и начинается описание разреза.

2.1.1 Меловая система (К)

Образования этой системы выделяются в составе нижнего и верхнего отделов. Нижний отдел (K1) составляют отложения готеривского, барремского, аптского, альбского ярусов.

Готеривский ярус (К1g) представлен темно-серыми песчанистыми слюдистыми известковистыми глинами вскрытой толщиной 150 м.

Барремский ярус (К1b) сложен плотными преимущественно неизвестковистыми сидеритовыми глинами и неяснослоистыми песчанистыми аргиллитами с неровным изломом. Толщина барремских отложений может достигать 1170 м.

Отложения аптского яруса (К1a) выражаются темно-серыми песчанистыми слюдистыми известковистыми и неизвестковистыми глинами, включающими отдельные пачки и пласты (10-12 м) светло-темно-серых слюдистых глауконитовых, кварцевых песков и крепких песчаников. Толщина аптского яруса достигает 730 м.

Альбский ярус (К1al) представлен темно-серыми плотными слюдистыми известковистыми глинами со слойками песка. Толщина отложений альба 130 м.

Верхний отдел (K2), отложения которого с трансгрессивным несогласием залегают на нижнемеловых образованиях, сложен светло-серыми (местами с зеленоватым оттенком) плотными известняками с фукоидами и фораминиферами. Толщина 30 м.

2.1.2 Палеогеновая система (Р)

Образования этой системы, с большим трансгрессивным несогласием залегающие на отложениях мела, выделяются здесь в составе всех трех отделов.

Нижний отдел (палеоцен) - Р1, отложения которого залегают на размытой поверхности верхнемеловых пород, а на отдельных участках (район скв.780) отсутствуют, представлен серовато-зелеными крупнооскольчатыми плотными мергелями с тонкими прослоями известковистых алевролитов, зеленовато-темно-серыми неизвестковистыми алевролитами и глинами с включениями (до 7-8 см в поперечнике) светлых плотных известковистых глин и обломков других пород различной степени окатанности, конгломератами, состоящими из валунов и гальки разного размера с различными степенью окатанности и петрофизическим составом. В низах разреза встречаются валуны голубоватого известковистого песчанистого мергеля или известковистых песчаников мелового возраста.

Средний отдел (эоцен) - Р2, в районе представлен 860-метровой толщей так называемых фораминиферовых слоев, в которой выделяются зыбзинская, кутаисская, калужская, хадыженская, кумская и белоглинская свиты.

Зыбзинская свита представлена ровно-косослоистыми, иногда плойчатыми плотными песчаниками и алевролитами, чередующими с зеленовато-голубоватыми плотными слабоизвестковистыми глинами. В районе скв.620 описываемую свиту слагают ярко-зеленые известковистые глины с тонкими (2-3 см) прослойками алевролитов и неровными поверхностями напластований, с встречающейся фауной. Толщина этой свиты в разрезе скв.620 составляет 32 м.

Кутаисская свита внизу представлена пачкой зеленых и красных (с неравномерно распределенной пятнистой окраской) известковистых глин с тонкими прослоями алевролитов и пластами мелких конгломератов, состоящих из окатанной гальки диаметром 2-3 см, вверху - зелеными мягкими известковистыми глинами с тонкими прослойками алевритов. В глинах отмечаются 20-сантиметровый слой белого кила и два горизонта включений белых известняков до 0,7 м в поперечнике. Толщина свиты до 130 м.

Калужская свита сложена однообразной толщей оливково-зеленых и грязно-зеленых известковистых глин с примесью алевролитового материала, в нижней части которой наблюдаются конкреции мергелей. Толщина свиты до 146 м.

Хадыженская свита представлена толщей однообразных светло-зеленых слабопятнистых мягких мергелей средней плотности. В верхах ее появляются прослои мелового восковидного кила с чешуйками биотита, отмечается шестиметровая пачка белых, зеленоватых слоистых известняков.

Кумская свита сложена коричневыми слоистыми тонкополосчатыми битуминозными мергелями, иногда содержащими значительные скопления рыбьих остатков. В низах свиты встречаются прослои темно-серых, почти черных горючих сланцев толщиной до 5 см, в верхах - прослои черных глин толщиной до 1,5 м. Толщина свиты составляет порядка 65 м.

Белоглинская свита представлена белыми с голубоватым оттенком мергелями. Иногда среди плотных мергелей встречаются тонкие проницаемые прослои. Толщина белоглинской свиты достигает 120 м.

Верхний отдел (олигоцен) - Р3, отложения которого на рассматриваемой территории имеют широкое распространение, представлен нижней и средней частями майкопской серии. Образования нижнего майкопа (хадумские слои) залегают на эоценовых отложениях несогласно. По литологическому составу и фауне нижнемайкопские образования подразделяются здесь на три горизонта (пшехский, полбинский и Морозкиной балки), представленные темно-серыми тонкослоистыми известковистыми глинами с частыми прослоями мелко-среднезернистых песков и песчаников, в нижней части песчано-глинистых отложений залегает прослой конгломератов (частично крупноглыбовых).

Уникальной особенностью разреза майкопской толщи Нефтяно-Ширванского района является присутствие в них отложений, представляющих образования речной фации, выраженные линзовидными песками и глинами, заполняющими долину древней реки, русло которой было "вымыто" в толще фораминиферовых слоев во время перерыва между эоценом и олигоценом. Вне зоны развития "рукавообразных" речных отложений на том же стратиграфическом уровне залегают морские глинистые и песчано-глинистые отложения нижней части майкопа (рис.1.3.).

В верхней части нижнего майкопа залегает мощный (до 50 м) пласт конгломератов, состоящий из обломков и глыб фораминиферовых и меловых известняков и мергелей, сцементированных известковистыми глинами. Этот пласт в пределах рассматриваемой площади распространен повсеместно, хорошо выдержан по простиранию. В разных частях изучаемой площади встречаются незакономерно появляющиеся отдельные быстро выклинивающиеся маломощные песчаные прослои.

Общая толщина отложений нижнего майкопа достигает 130-150 м.

Средняя часть майкопской серии представлена темно-серыми неслоистыми глинами с конкрециями сидеритов, включениями пирита и прослоями песков толщиной от нескольких миллиметров до нескольких метров. Отложения среднего майкопа обладают исключительной изменчивостью, невыдержанностью по площади. На коротких расстояниях значительные по толщине песчаные прослои замещаются глинами. В глинах и песках залегают довольно мощные прослои конгломератов из фораминиферовых и меловых пород, распространены так называемые "меловые утесы", образованные оползневыми глыбами.

Для среднемайкопских отложений характерно локальное распространение спонголитовых образований значительных размеров, в образовании которых основную роль играли кремнёвые спикулы губок.

Общая толщина среднемайкопских отложений на рассматриваемой территории достигает 450-500 м, увеличиваясь на север в сторону погружения.

2.1.3 Неогеновая система (N)

Представлена отложениями миоцена - нижнего отдела этой системы, толщиной до 970 м. Нижний отдел (миоцен) - N1 на описываемой территории выделяется в составе нижнего и среднего подотделов.

Нижний миоцен сложен мощной толщей темно-серых неизвестковистых слюдистых глин с гнездами пирита и сидерита верхней части майкопской серии. При выветривании верхнемайкопские глины распадаются на мелкие сланцевые листочки ("листоватые глины"). В отличие от нижележащих подразделений майкопа рассматриваемые напластования литологически более выдержаны как по простиранию, так и по падению пород. Для верхнемайкопских отложений характерно наличие рыбьих остатков и отпечатков мелких паукообразных крабов. Толщина нижнемиоценовых образований достигает здесь 180 м.

Средний миоцен составляют отложения тарханского, чокракского, караганского, конкского и сарматского ярусов. Тарханские глины литологически сходны с чокракскими.

Чокракский ярус представлен светло-серыми слоистыми песчанистыми известковистыми глинами с прослойками мергелей и алевритовыми прослоями. Суммарная толщина карбонатизированных пластов варьирует от 1,5 м до 19 м с увеличением карбонатного материала с востока на запад. Общая толщина чокракских напластований от 190 м до 250 м.

Караганские отложения выражены серыми, иногда коричнево-серыми известковистыми глинами с прослоями доломитизированных мергелей. Отмечается тенденция к увеличению карбонатного материала в северо-западном направлении. Суммарная толщина карбонатных прослоев от 4 до 17 м. Общая толщина региояруса изменяется от 195 м до 310 м. Наибольшие ее значения приурочены к северной части площади. В районе скв.482, 494, 521, 134, 058 караганские отложения выходят на дневную поверхность.

Конкский региоярус представлен пачкой глин и мергелей толщиной 20-30 м. На преобладающей части рассматриваемой площади его отложения отсутствуют, и на караганские образования ложатся сарматские породы. Постепенное срезание конкских отложений к югу свидетельствует о трансгрессии моря.

Сарматские отложения сложены темно-серыми песчано-слюдистыми известковистыми глинами с прослоями плотных доломитизированных мергелей. Толщина сарматских отложений достигает 200 м.

Общая толщина среднего миоцена до 790 м.

2.2 Тектоническая характеристика района

2.3.3 IV горизонт

В IV горизонте промышленная нефтеносность установлена в полосе нефтенасыщенных песчаников и песков, которая протягивается в северо-западном направлении на Нефтянский участок и Восковую гору. Песчаные коллекторы IV продуктивного горизонта на Нефтегорском месторождении опробованы в 69 скважинах. Выделение коллекторов производилось по качественным характеристикам. Эффективная толщина определялась на основе анализа кривых электрометрии.

В разрезе IV горизонта выделены три продуктивные пачки: нижняя, средняя и верхняя, в которых по площади было прослежено изменение характера насыщения коллекторов.

Верхняя пачка имеет сравнительно небольшую площадь распространения, занимая участки Соколовой горы, Хопров и протягиваясь к югу от них. Наряду с проницаемыми песчаными водонасыщенными пластами верхней пачки развиты отдельные тонкие сильно глинистые песчаные прослои, содержащие нефть. Водонасыщенная толщина по верхней пачке IV горизонта изменяется от 0,8 до 24,9 м. Вследствие небольшой толщины порядка 0,2-0,4 м, ухудшения коллекторских свойств и чередования их с водонасыщенными пластами вряд ли они могут иметь практическое значение.

Средняя пачка на Нефтегорском месторождении имеет наиболее широкое распространение, где коллекторы развиты в пределах песчаной полосы, протягивающейся вдоль западной границы выклинивания на участках Павлова гора, Центральное поле и IV компрессорная. Песчаные пласты становятся более тонкими, количество глин в песках увеличивается, а проницаемость ухудшается. Именно с этими коллекторами средней части и связана основная нефтеносность IV горизонта.

Нижняя пачка на рассматриваемом месторождении в основном развита на участках IVкомпрессорной, частично на Центральном поле, Соколовой и Павловой горах. Представлена она мощными песчаными пластами до 10-20 м, хорошо проницаемыми и практически везде водонасыщенными. Водонасыщенная толщина по верхней пачке IV горизонта изменяется от 1,0 до 22,9 м.

Схема распространения нижней и верхней водонасыщенных пачек IV горизонта представлена на рисунке 2.6

Рисунок 2.6 Схема распространения водонасыщенных пачек (1 и 3).IV горизонта [3]

Нефтяная залежь IV горизонта протягивается с юго-востока на северо-запад, имеет неправильную форму и на северо-западе соединяется узким перешейком с полосой нефтенасыщенных песков и песчаников на участках Восковая гора и Нефтянский. Залежь литологически экранированная по восстанию пластов, оконтуривается с севера, востока, юга и юго-запада линией выклинивания коллекторов. Водонефтяной контакт в пределах Нефтегорского месторождения, не установлен. Залежь залегает в интервале абс. отметок от +140 до - 820 м. Этаж нефтеносности - 960 м.

Общая толщина пласта изменяется от 2,1 до 46,9 м, эффективная - от 0,7 до 10,4 м., Максимальная нефтенасыщенная толщина 10,4 м вскрыта скважиной №682. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи - 2,6 м. Размеры залежи 7,3 х 1,8 км. Средний коэффициент песчанистости равен 0,3, расчлененности - 6.

2.3.4 III горизонт

В разрезе III горизонта выделены три нефтенасыщенные пачки 2, 3 и 4. Пачка 1 на Нефтегорском месторождении водонасыщена. Во 2 пачке выделены четыре залежи нефти, в 3 пачке - три залежи нефти, в 4 пачке - две залежи нефти. Основанием для выделения залежей нефти в 4 пачке послужили результаты работы добывающих скважин, результаты интерпретации ГИС и корреляция геофизического материала.

2.4 Свойства, состав и гидрогеологические особенности пластовых флюидов