Тектоника
В итоге тектонических движений девонского, каменноугалъко-нижнепермского, кунгурского, триасового и мезокайнозойского этапов тектогенеза в современном разрезе осадочной толщи Волгоградской области сформировались два совершенно различных структурных этажа. Каждый структурный этаж отличается общим характереом структуроформирущих движений и единством наиболее крупных тектонических форм комплекса пород осадочной толщи.
В нижний структурный этаж региона от поверхности фундамента входит литолого-стратиграфическнй комплекс среднего и местами верхнего девона (именно так в районе Коробковской площади).
Верхний структурный этаж - каменноугольные и все вышележащие отложения.
По нижнему структурному этажу район находится в пределах Уметовско-Линевской депрессии Иловлинско-Медведицкого прогиба - крупных отрицательных элементов тектоники юго-востока Восточно-Европейской платформы. В нижнем структурном этаже Коробковское поднятие не существует.
В верхнем структурном этаже границы тектонических элементов в плане совпадают с границами элементов нижнего этажа. Но структурные формы в верхнем этаже противоположно построены в результате инверсии неотектогенеза. Над отрицательными тектоническими элементами нижнего структурного этажа в верхнем находится крупный положительный элемент - Доно-Медведицкие дислокации. Именно здесь, в верхнем структурном этаже фиксируется Коробковское поднятие, как одна из структур Коробковско-Жирновского вала.
Наибольшую площадь и амплитуду (более 200 м) поднятие имеет в каменноугольных и пермских отложениях, структурные планы их аналогичны. В мезозойских отложениях площадь поднятия и амплитуда меньше.
Коробковское инверсионное поднятие представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания с углами падения юго-восточного крыла до 3° и северо-западного до 1°. Поднятие прослеживается в верхнем структурном комплексе осадков, а в нижнем структурном этаже Коробковское поднятие не существует. Дизъюнктивных нарушений в пластах Коробковского поднятия не обнаружено.
Месторождения района, открытые в рифогенных структурах и погребенных поднятиях нижнего структурного этажа не имеют ототношения к геологическим особенностям и запасам Коробковского месторождения, его разведке и разработке. Поэтому их генезис, строение и запасы не рассматриваются.
Нефтегазоносность
В разрезе Коробковского месторождения в интервале глубин 200-1800 м промышленно нефтегазоносны пласты байосского и касимовского ярусов, верейского и мелекесского горизонтов, карбонатного комплекса башкирского и серпуховского ярусов, бобриковского горизонта и турнейского яруса. Ловушки всех продуктивных пластов относятся к классу структурных, группе приуроченных к антиклинальным и куполовидным структурам, подгруппе сводовых, ненарушенного строения. Продуктивные пласты и продуктивные толщи прослеживаются по всей площади и далеко за ее пределами
Мелекесский горизонт
Залежь мелекесского горизонта открыта в 1955 году. Продуктивные коллекторы мелекесского горизонта приурочены к верхней его части, представляющей собой толщу песчано-глинистых пород. Сверху данная продуктивная толща перекрыта непроницаемой толщей глин, снизу подстилается мелекесскими глинами.
Коллекторы мелекесского горизонта продуктивны в своде структуры. В мелекесском горизонте выделяется два эксплуатационных объекта: газовая залежь и ее нефтяная оторочка.
В целом залежь мелекесского горизонта является нефтегазовой. С целью раздельной эксплуатации нефтяной и газовой частей залежи на месторождении в 1968 году было успешно внедрено барьерное заводнение, которое имеет место и на данный момент.
Начальное пластовое давление в газовой шапке составляло 11,6 МПа. Текущее пластовое давление составляет 1,7 МПа в зоне отбора, и 4 МПа - за контуром.
Начальное пластовое давление по нефтяной оторочке составляло 12 Мпа. Текущее пластовое давление составляет-11 МПа.
В целом режим работы залежи характеризуется как упруговодогазонапорный с проявлением энергии растворенного газа.
Компонентный состав газа газовой шапки выглядит так: Метана – 680,5 г/м3, Этана - 23.4 г/м3, Пропана – 16,7 г/м3, Бутана – 14,2 г/м3, Пентана+высшие – 11,9 г/м3, Сероводорода - 0,0607 г/м3, Углекислого газа – 15,3 г/м3, Азота - 5,8 г/м3.
Нефть мелекесского горизонта различается по плотности в пределах 822 - 865 кг/м3.Увелечение или уменьшение плотности отмечается в скважинах, расположенных в непосредственной близости от границы раздела «нефть-вода», «газ-нефть». Средняя величина плотности нефти - 841 кг/м3. Вязкость нефти в пластовых и поверхностных условиях составляет 1,56/11,4 мПа·с соответственно. Объемный коэффициент нефти равен 1,17 (доли ед.). Давление насыщения нефти газом 11,6 МПа. Газосодержание нефти равно 73 м3/т. Содержание серы в нефти - 0,6%, содержание парафина - 1,76 %. Вязкость воды в пластовых условиях 0,015 мПа·с.
Залежь мелекесского горизонта является пластовой, сводовой, литологически экранированной. Размеры залежи 11х7,5 км. Средняя глубина залегания 1230 метров. Пластовая температура 45 ºС. Средняя общая толщина 33 метра. Газонасыщенная толщина составляет 8 метров. Эксплуатационный фонд скважин составляет 13 единиц. Фонд нагнетательных скважин равен 7 единицам.
Воды мелекесского горизонта относятся к хлоркальциевым и находятся в зоне хорошей гидродинамической закрытости, о чем свидетельствует резкое повышение минерализации до 6250 мг экв/л. Удельный вес - 1,12 г/см3
Бобриковский горизонт
Залежь бобриковского горизонта открыта в 1951 году. Залежь является пластовой сводовой, по пространственному размещению относится к классу водонапорных нефтяных с газовой шапкой. Гипсометрическое положение начального ВНК соответствует абсолютной отметке – 1543 м, а ГНК -1492 м. Этаж газоносности составляет 25 метров, нефтеносности – 51 м. Размеры залежи 10х7,5 км, ширина водонефтяной зоны колеблется от 300 м до 1,6 км.
Коллекторы имеют региональное распостранение, толщина их в пределах залежи изменяется от 3 до 47 метров, составляя в среднем 17,4 м. Зона повышенных эффективных толщин приурочена к западной части площади, пониженных - к северо-восточной.
Нефть бобриковского горизонта метаново-нафтенового типа, легкая, плотность в поверхностных условиях 815 кг/м3, малосернистая (0,2%), парафинистая (1,88%), невысокосмолистая (11,5%). Вязкость нефти в поверхностных условиях - 4,26 мПа·с. Плотность пластовой нефти - 647 кг/м3, давление насыщения – 17,3 МПа, газосодержание – 156 м3/т, коэффициент объемного расширения - 1,37, коэффициент сжимаемости - 0,00280 МПа, пластовая температура – 60 ºС. Вязкость нефти в пластовых условиях 0,62 мПа·с. Растворенный газ относится к жирным метановым. В составе газа присутствует углекислый газ, азот, сероводород. Газ газовой шапки по своему составу относится к углеводородным метановым. Сероводород отсутствует. В газе содержится стабильный конденсат.
Пластовая вода имеет плотность в поверхностных условиях – 1150 кг/м3, относится к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, кальциевой подгруппе. Минерализация пластовой воды до 225 г/литр, вязкость - 0,75 мПа·с. Свойства газа
Турнейский ярус
Продуктивная карбонатная толща турнейского яруса, к которой приурочена залежь кизеловского горизонта, находится в интервале глубин 1762 - 1835 м. Покрышкой является теригенно-карбонатная пачка малиновского надгоризонта толщиной 13 – 22 м. Разрез отложений отличается значительной неоднородностью, наблюдается чередование поровых коллекторов и трещиноватых плотных пород. Отложения кизеловского горизонта вскрыты частично или полностью более чем в 150 скважинах. Наибольший интерес, как коллектор, представляет верхняя часть яруса в объеме кизеловского горизонта, к которой приурочена газонефтяная залежь.
Коллектор трещинно-порового и трещинного типа. Залежь нефти и газа относится к массивному типу, к классу подстилаемых водой нефтяных залежей с газовой шапкой. ВНК представляет собой горизонтальную плоскость с абсолютной отметкой -1540 м, а ГНК -1522 м. Этаж нефтеносности равен 19 м, а газоносности 11,4 м. Размеры залежи 6,7×4,7 км. Для карбонатного коллектора кизеловского горизонта характерна неравномерная расчлененность. Средняя глубина залегания продуктивного горизонта – 1820 м.
Нефть в поверхностных условиях имеет плотность - 817 кг/м3,в пластовых условиях - 650 кг/м3, вязкость - 4,41/0,5 мПа·с (соответственно), коэффициент объемного расширения 1,39, газосодержание - 173 м3/т, давление насыщения - 17,6 МПа. Плотность природного газа по воздуху 0,6, растворенного в нефти - 0,837. Плотность воды в поверхностных условиях - 1150 кг/м3.
Нефть содержит серы-0,2%, парафина -2,16%. Давление насыщения и начальное пластовое давление равны 17,6 МПа. Равенство давления насыщения и пластового давления подтверждало, что в вытеснении нефти основная роль принадлежит растворенному газу и газу газовой шапки. По мере разработки залежи, роль газа в вытеснении нефти уменьшалась, в связи с чем на данный момент времени режим залежи представляется как практически упруговодонапорный, это подтверждает и характер изменения пластового давления во времени, так с начальной величины 17,6 МПа, пластовое давление к 1976 г снизилось до 9,9 МПа. На текущий момент пластовое давление по залежи составляет 12,7 МПа.
Воды турнейского яруса также относятся к хлоркальциевым и находятся в зоне хорошей гидродинамической закрытости, о чем свидетельствует резкое повышение минерализации до 8000-8500 мг экв/л.