Устьевая нефть тульского горизонта представлена собственной пробой из скв. 77. По результатам ее анализа нефть классифицируется как легкая (0.836 г/см3), маловязкая (6.96 мм2/с), смолистая (10.73%), парафинистая (3.79%), сернистая (0.92%).
Растворенный в нефти газ состоит преимущественно из высокомолекулярных компонентов 51.66-42.87% (в зависимости от метода извлечения), легких компонентов в нем соответственно меньше: азота 14.36-16.55%, метана - 33.98-40.58%. Газ такого состава классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный. Сероводород в газе не обнаружен.
Пласт Бб
В структурном отношении бобриковская залежь подразделяется на Северную и Южную. Пластовую нефть на Северном поднятии отбирали в скв. 28, 39, 46, 47, 48, 211, 219.
В 1978 г. из скв. 28 были отобраны 2 глубинные пробы нефти, обе находились в однофазном состоянии и признаны представительными. Давление насыщения их в среднем составило 13.05 МПа. В следующем году был произведен повторный отбор из этой же скважины, параметры пластовой нефти, полученные при анализе качественных глубинных проб (Рнас 13.05 МПа), лишь подтвердили характеристику нефти, полученную ранее. Два года спустя из скв. 28 был произведен третий отбор, все пробы признаны представительными. Вновь полученная характеристика пластовой нефти аналогична параметрам нефти, выявленным ранее, поэтому можно заключить, что нефть, отобранная в 1981 г., не изменила своего качества (Рнас - 13.3 МПа). По усредненным данным газонасыщенность нефти из скв. 28 составляет 113.0 (при КД) и 97.2 м3/т (при ДД), отношение объема пластовой нефти к объему разгазированной составляет 1.259-1.205, плотность нефти при разгазировании изменяется от 0.770 г/см3 до 0.833 г/см3, вязкость - от 1.23 мПа×с до 7.14 мм2/с.
В скв. 46 отбор глубинных проб нефти производился трижды. Первично полученные пробы находились в двухфазном состоянии, поэтому признаны некачественными. В двух последующих отборах параметры нефти близки. По усредненным данным одна тонна нефти содержит 108.6-93.4 м3 газа, ее объем при разгазировании изменяется в 1.254-1.200 раза, плотность при этом увеличивается с 0.770 до 0.833 г/см3.
В 1979 г. из скв. 48 был произведен отбор глубинных проб, все пробы признаны качественными, давление насыщения их в среднем составило 12.75 МПа, газонасыщенность - 109.1-93.8 МПа, объемный коэффициент - 1.252-1.198.
Скв. 47 расположена вблизи контура нефтеносности, поэтому параметры пластовой нефти, полученные при анализе представительных проб, резко отличаются от характеристик нефти в остальных скважинах: Рнас 9.8 МПа, газонасыщенность - 89.9-77.2 м3/т. Несмотря на это, параметры нефти из данной скважины включены в расчет средних по пласту Бб1 Северного поднятия, так как они согласуются с гипсометрическим положением скважины на структуре.
Все глубинные пробы, отобранные из скв. 211 в 1980 и 1981 гг., содержали свободный газ, поэтому параметры пластовой нефти, полученные по ним, признаны недостоверными и в расчет средних не включены.
Параметры пластовой нефти, полученные при анализе представительных глубинных проб, отобранных в скв. 219, близки характеристикам нефти из вышеупомянутых скважин: Рнас - 13.25 МПа; газонасыщенность - 114.9-98.8 м3/т; ее плотность и вязкость в пластовых условиях составили 0.765 г/см3 и 1.1 мПа*с.
В скв. 39 отбор производили дважды: в феврале и марте 1984 г. Из 10 полученных глубинных проб нефти лишь две находились в однофазном состоянии. В среднем давление насыщения в представительных пробах составляет 12.8 МПа. При дегазировании одной тонны нефти из нее выделяется 114.6-98.6 м3 газа; объем при этом уменьшается в 1.277-1.222 раза.
В целом по залежи давление насыщения в представительных пробах изменялось от 9.8 МПа (скв. 47) до 13.25 МПа (скв. 219). По площади залежи плотность нефти в пластовых условиях колеблется незначительно: в северной скв. 39 плотность минимальна 0.760 г/см3, в центре структуры (скв. 219) увеличивается до 0.765 г/см3, на юге поднятия (скв. 46, 47, 48) возрастает до 0.770 - 0.774 г/см3. Величина вязкости нефти в условиях пласта по площади поднятия варьирует также незначительно (1.08-1.36 мПа×с).
Давление насыщения в среднем по залежи составило 12.41 МПа; газа из нефти при различных методах извлечения выделяется от 108.4 до 93.2 м3/т; объем ее после дегазирования уменьшается в 1.255-1.201 раза. Нефть легкая и в условиях пласта (0.769 г/см3) и в разгазированном состоянии (0.832 г/см3). По величинам вязкости она относится к классу маловязких (1.22 и 7.06 мм2/с, соотвественно).
Свойства поверхностной нефти на Северном поднятии представлены пробами, отобранными в скв. 28, 39, 46, 47, 48, 73, 74, 211, 219.
Пробы из скв. 73, 74, 219 были сильно обводнены, в результате чего оказались завышены значения плотности (0.856-0.866 г/см3), вязкости (10.85-15.33 мм2/с), температуры начала кипения по отношению к пробам из необводненных скважин, поэтому данные характеристики обводненной нефти в расчет средних не приняты. Остальные параметры нефти во всех пробах близки. По усредненным данным нефть Северного поднятия бобриковской залежи легкая (0.839 г/см3), маловязкая (7.67 мм2/с), смолистая (9.75%), парафинистая (4.03%), сернистая (0.92%), с высоким выходом светлых фракций (47%).
Соответствующий нефти газ малометановый (34.54% (при КД) и 41.30% (при ДД)), среднеазотный (12.46-14.48%), высокожирный (52.93-44.07%). Сероводорода в пробах не обнаружено.
На Южном поднятии свойства пластовой нефти изучены в меньшей степени.
Глубинные пробы отбирали трижды в скв. 17 (1976, 78, 81 гг.), в скв. 201 (80 г.) и скв. 205 (81 г.). Всего было проанализировано 23 пробы, 14 из них признаны представительными.
Физические параметры пластовой нефти в качественных пробах близки: Рнас варьирует в небольших пределах 13.25-14.24 МПа. Плотность и вязкость нефти в условиях пласта для всех скважин сопоставимы (0.760-0.765 г/см3, 1.05-1.24 мПа*с). После разгазирования характеристики нефти также близки.
Установленно, что в 1 тонне пластовой нефти бобриковского горизонта Южного поднятия содержится 115.23-99.1 м3 газа, объемный коэффициент при этом равен 1.267-1.208. Как в пластовых условиях, так и после разгазирования нефть легкая (0.762 и 0.824 г/см3) и маловязкая (1.13 мПа*с и 6.06 мм2/с).
Сепарированная нефть Южного поднятия (скв. 1-р, 17, 201, 205), в сравнении с устьевой нефтью Северного поднятия, более легкая (0.830 против 0.839 г/см3), менее вязкая (3.05 против 7.67 мм2/с), с меньшим содержанием асфальто-смолистых (8.06 против 10.54%) и сернистых (0.59 против 0.92%) соединений, с большим выходом светлых фракций (49 против 47%).
В целом по поднятию нефть легкая, маловязкая, малосмолистая (7.67%), парафинистая (4.45%), с высоким содержанием светлых фракций.
Растворенный в нефти газ обогащен высокомолекулярными компонентами (53.6-44.61%), на долю метана приходится лишь 31.87-38.67%, азота в нем 14.49-16.67%. Сероводород в газе не обнаружен.
Пласт Мл
Пластовая нефть представлена качественными пробами из скв. 72. По результатам их анализа в зависимости от метода дегазации из нефти выделилось от 112.6 м3/т до 96.4 м3/т газа. Объем нефти после разгазирования изменяется в 1.264-1.207 раза, вязкость и плотность при этом возрастают от 1.85 мПа*с, 0.769 г/см3 до 7.97 мм2/с, 0.831 г/см3.
Проба поверхностной нефти отобрана на устье той же скважины, что и глубинные пробы. По результатам ее анализа нефть легкая (0.832 г/см3), маловязкая (6.04 мм2/с), смолистая, парафинистая, сернистая, с высоким выходом светлых фракций.
В зависимости от метода дегазации содержание метана в растворенном газе менялось
от 35.97 до 40.05%, азота - 10.40-12.52%. В нем довольно высокое содержание
высокомолекулярных компонентов (53.08-46.86%). Сероводород не обнаружен.
Согласно схемы гидрогеологического районирования Юрчукское месторождение расположено на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна, в пределах Предуральского артезианского бассейна второго порядка. Изучаемая территория относится к Предуральскому сложному бассейну пластовых (блоково-пластовых) безнапорных и напорных вод. По условиям формирования подземного стока изучаемый район четко подразделяется на три гидрогеологических этажа: в надсолевой части разреза - этаж местного стока (I) и этаж регионального стока (II); в подсолевой части разреза - этаж местного глубокого стока (III). По условиям взаимосвязи водоносных комплексов с земной поверхностью первые два этажа соответствуют зонам активного и затрудненного водообмена с земной поверхностью. Третий гидрогеологический этаж, включающий все газонефтеводоносные комплексы (ГНВК) палеозоя, соответствует зоне весьма затрудненного водообмена. От верхних этажей он отделен глинисто-ангидритово-галогенными отложениями иренского горизонта толщиной до 715 м (В.З.Хурсик и др., 1974, 1977-1984гг.).
Термодинамические условия исследуемого района, необходимые для расчетов
объемного коэффициента и вязкости подземных вод, оценивались по эмпирическим
зависимостям начального пластового давления (Р, МПа) и начальной температуры
(Т,°С) от глубин их измерения (Н, м):
Р = 0,0104 * Н + 0,006; r = 0,92
Т = 0,0109 * Н + 5,6
Объемный коэффициент рассчитывался с учетом рекомендаций Ю.П. Гаттенбергера, коэффициент сжимаемости - по формулам В.Н. Щелкачева и В.Н. Мамуна (1959, 1961) с применением графика Джонса-Додсона-Стендинга, а вязкость воды в пластовых условиях - по зависимости М.И. Зайдельсона и А.И. Чистовского (1960). Степень насыщения вод сульфатами кальция определялась по методике А.И. Чистовского [24].
Пластовые воды палеозойских отложений представлены высокометаморфизованными (отношение rNа/rСl = 0,62 - 0,76) рассолами хлоркальциевого типа. Вниз по разрезу наблюдается уменьшение вязкости и коэффициента сжимаемости.
Подземные воды тульско-бобриковских отложений характеризуются низкой сульфатностью. Пластовые воды башкирских и турнейско-фаменских отложений, в основном, полностью насыщены сульфат-ионом, насыщение по Чистовскому составляет 82 - 98,7% и 66- 126%, соответственно.
Пластовые воды продуктивных горизонтов являются потенциальным промышленным сырьем по содержанию целого ряда ценных компонентов: иода, брома, магния, калия, стронция и лития. В целом по разрезу можно отметить, что приведенные гидрохимические показатели свидетельствуют о благоприятных условиях для сохранения углеводородных залежей в толще палеозойских отложений.
Судя по немногочисленным данным, попутно-добываемые воды Юрчукского месторождения отличаются крайне разнообразным составом. Большинство проб разбавлено закачиваемыми водами и имеют нехарактерный состав, но встречаются и воды пластового облика (в двух пробах из девяти). Степень разбавления такова, что даже магний, превышавший кондиционное значение в пластовых водах башкирского и турнейско-фаменского продуктивных пластов в 4,5-13 раз, в трех пробах из шести не кондиционен. В попутно-добываемых водах тульско-бобриковского продуктивного пласта содержание магния уменьшилось, но представляет практический интерес. Иод сохраняет промышленную кондицию только в двух, бром - в трех пробах из девяти.
Юрчукское месторождение открыто в 1976 году в результате поисково-разведочного бурения.
Запасы УВ утверждены ГКЗ СССР (протоколы: №9236 от 20.05.1983г. и № 10742 от 17.11.1989 г.).
В период с 1990 по 2006 г. месторождение разрабатывалось по утвержденной технологической схеме.
В 1998 году на Южном поднятии Юрчукского месторождения ООО «НОВИК» были проведены сейсморазведочные работы, по результатам которых значительно изменились представления о его форме и размерах, которые увеличились в два раза.
Результаты глубокого бурения в комплексе с сейсморазведкой позволили уточнить строение Юрчукского месторождения, что внесло коррективы в оценку запасов нефти.
Последний промышленный подсчет запасов нефти и газа произведен по состоянию на 1.01.2003 г. объемным методом. В основу подсчета запасов положены подсчетные планы по кровле нефтяных пластов и карты эффективных нефтенасыщенных толщин, построенные по данным бурения опорных, параметрических, разведочных и эксплуатационных скважин с учетом сейсморазведки. Запасы нефти и растворенного газа утверждены ЦКЗ (Протокол № 422 от 22 июня 2004 г.), поставлены на баланс РГФ.
Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти пласта Бш1 составляют:
по категории В+С1 - 6160 / 1712 тыс.т.,
по категории С2 - 2688 / 747 тыс.т.
Начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти пласта Бш2 отнесены к категориям В+С1 и С2 и составляют:
по категории В+С1 - 5081 / 1411 тыс.т.,
по категории С2 - 2326 / 648 тыс.т.
Начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти пласта Бш3 отнесены к категориям В и С2 и составляют:
по категории В - 6168 / 1715 тыс.т.,
по категории С2 - 616 / 171 тыс.т.
По пласту Тл2-а начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти составили:
по категории С1 - 1815 / 252 тыс.т.,
по категории С2 - 700 / 98 тыс.т.
По пласту Бб начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти составили:
по категории В+С1 - 19823 / 9672 тыс.т.,
по категории С2 - 11409 / 4104 тыс.т.
По пласту Мл начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти составили:
по категории С1 - 66 / 13 тыс.т.,
по категории С2 - 123 / 24 тыс.т.
Начальные балансовые / извлекаемые запасы нефти пласта Т-Фм оценены по категориям В и С2 и составляют:
по категории В - 3964 / 1189 тыс.т.,
по категории С2 - 89 / 27 тыс.т.
В целом по месторождению начальные геологические / извлекаемые запасы
нефти по промышленным категориям В+С1 составляют - 43077 / 15964 тыс.т., по
категории С2 - 17951 / 5819 тыс.т.
1.6 Осложняющие факторы геологического строения
разреза на данном месторождении
Геологический разрез Юрчукского месторождения, изученный на глубину 2735 м (скв.16-огн) по материалам бурения параметрических, опорных, разведочных и добывающих скважин, является типичным для месторождений Соликамской впадины и представлен четвертичными отложениями, пермской, каменноугольной и девонской системами, и отложениями вендского комплекса.
Юрчукское нефтяное месторождение расположено на Березниковском выступе, в центральной части Соликамской впадины в зоне внутренних участков ККСВ.
В основу стратиграфического деления разреза положена Унифицированная стратиграфическая схема Русской платформы (Восточный район, Волго-Уральская область, 1988 г.).
Отложения вендского комплекса представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Вскрытая толщина 98 м.
Девонская система представлена в разрезе средним и верхним отделами.
Отложения среднедевонского возраста, которые несогласно залегают на породах вендского комплекса, представлены эйфельским и живетским ярусами. Толщина 30-47м.
Отложения эйфельского яруса, представлены переслаиванием алевролитов и аргиллитов, иногда переходящие в песчаники.
Живетский ярус сложен аргиллитами и алевролитами, с редкими прослоями песчаников.
В составе нижне-среднефранского подъяруса выделяются: нижняя терригенная пачка (пашийского и тиманского возраста) и верхняя битуминозно-глинистая карбонатная пачка (саргаевского и доманикового возраста).
Терригенная пачка представлена неравномерно глинистыми алевролитами с прослоями песчаников. В кровле тиманского горизонта выделяются прослои плотных известняков. Толщина пашийского горизонта - 4,0-16,0 м, тиманского 8,0-23,0 м.
Карбонатная пачка сложена плотными темно-коричневыми битуминозно-глинистыми известняками, толщина 46-53 м.
Франско-фаменская карбонатная толща верхнедевонской системы сложена известняками, прослоями доломитизированными, участками битуминозными.
Генетический анализ карбонатных отложений франско-турнейского комплекса по скважинам Сибирского месторождения, образовавшегося в идентичных с Юрчукским месторождением условиях, позволил сделать вывод о мелководных обстановках их седиментации в условиях подводного размыва на значительном удалении от источников сноса терригенного материала. На мелководные условия указывают и прослои терригенных глинистых пород в разрезах фаменских и турнейских отложений.