Кулешовское месторождение нефти и газа

Кулешовское нефтяное месторождение распо­ложено на территории Нефтегорского района Самарской облас­ти, в 15 км к северу от г. Нефтегорска.

Открыто в 1959 г., разра­батывается с 1960 г.

Относится к классу крупных, но находится на завершающей стадии эксплуатации.

Дебит нефти на скважине № 600 в 2011 г. составлял 146 т/сутки, на скважине № 607 - 52 т/сутки.

Площадь мес­торождения - 74,06 км².

Неподалеку, в 7 км, находится Ветлянское месторождение.

Месторождение приурочено к локальным поднятиям (Куле­шовское, Корнеевское, Благодаровское, Бобрыкинское) Кулешовского вала, осложняющего западный борт Бузулукской впадины.

Характеризуется сложными условия­ми залегания нефтяных залежей, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Геологический раз­рез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона, перми и четвертичными образованиями.

Выявлено 16 нефтяных залежей в терригенных и карбонатных отложениях карбона, терригенных породах верхнего и среднего девона.

2 газонефтяные залежи открыты в кунгурском ярусе (ниж­няя пермь) и приурочены к пелитоморфным и микрозернистым до­ломитам с примесью глинистого материала.

Эффективная газона­сыщенная толщина изменяется в интервале 0,5-34 м, пористость - 4-5 %, проницаемость - 0,025 мкм².

Этаж газоносности - 17 м.

Залежи нефти с газовой шапкой пластовые сводовые.

Залежь нефти в гжельс­ком ярусе связана с органогенно-обломочными известняками.

Эф­фективная толщина - до 10 м, пористость - 15%, проницаемость - 0,015 мкм².

В верейском горизонте нефтеносны песчаники, пересла­ивающиеся с алевролитами.

Эффективная толщина - 0-30 м, порис­тость - 11-26%, проницаемость - 0,172 мкм².

Наиболь­шей пористостью и проницаемостью характеризуются отложе­ния бобриковского горизонта, наименьшей - карбонатные породы нижней перми.

Глубины залегания продуктивных горизонтов - от 600 до 3640 м.

Физико-химические свойства нефти месторождения из­меняются вверх по разрезу.

Наиболее легкие малосернистые нефти характерны для девонских отложений: плотность 0,792-0,794 г/см³, содержание серы 0,21-0,37 %, парафина 4,9 -5,6 %.

Скважины на начальной стадии характеризуются безводностью, но потом наступает быстрое обводнение.

Оператор месторождения - Самаранефтегаз - дочка Роснефти.

В июле 2017 г. компания провела рекордную для Волго-Уральского региона операцию по большеобъемному ГРП.