Геологическая часть (стр. 4 )

Суммарные нефтенасыщенные толщины составляют 2,7-7,5 м. Средняя толщина по залежи составляет 5,7 м.

Уровень ВНК по залежи по данным ГИС является наклонным и поднимается в направлении с запада на восток от а. о. -2642 м (скв. 1701) до -2636 м (скв. 1706).

Размеры залежи составляют 2,65×1,88 км, высота равна 19,5 м. Залежь неполнопластовая.

1.6 Коллекторские свойства

Физико-гидродинамические свойства продуктивных пластов изучались по данным исследования керна, по результатам геофизических и гидродинамических исследований скважин [1].

Итоговое сопоставление фильтрационно-емкостных свойств пласта Т1, определенных различными методами (керн, ГИС, ГДИ), представлено в табл. 1.1.

Пористость по ГИС и керну сопоставима, отличие в основном составило ± 10 %.

Таблица 1.1

Сравнение фильтрационно-емкостных свойств (керн, ГИС, ГДИ) продуктивного пласта Т1

Вид исследований	Наименование	Проницае- мость, ×10-3 мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефте- насыщен- ность, доли ед
Пласт Т1
Лабораторные исследования керна	Кол-во скважин, шт.	9	10	-
Кол-во определений, шт.	174	202	-
Среднее значение	250,2	0,107	-
Интервал изменения	0,2-11627,9	0,061-0,157	-
Геофизические исследования скважин	Кол-во скважин, шт.	132	132	125
Кол-во определений, шт.	671	671	521
Среднее значение	42	0,11	0.86
Интервал изменения	0,2-4937,6	0,060-0,197	0.604-0.952
Гидродинамические исследования скважин	Кол-во скважин, шт.	31	-	-
Кол-во определений, шт.	58	-	-
Среднее значение	14,9	-	-
Интервал изменения	0,04-281,8	-	-
Принятые при проектировании значения	42	0,11	0,86

Средняя проницаемость наиболее близка по данным ГИС и керну, отличия составили около 30 %, по ГДИ все определения отличаются примерно в 4 - 8 раза.

Отличие фильтрационно-емкостных свойств, определенных различными способами объясняется тем, что по ГИС определения проводились по всему фонду скважин, а по керну и ГДИ малой выборкой.

Учитывая более высокую представительность данных геофизических исследований, для проектирования приняты значения коэффициентов нефтенасыщенности, пористости и проницаемости по данным ГИС.

1.7 Свойства пластовых флюидов

Пласт Т1

В пределах продуктивного пласта Т1 установлено шесть нефтяных залежей, приуроченных к Курманаевскому поднятию, Восточному куполу и к приподнятому участку в районе скважины 197R, в пределах Южно-Бобровского поднятия три нефтяных залежи выделены в районах скважин 102R, 136R и 194R.

Изученность физико-химических свойств нефти по залежам неравномерная. Наиболее охарактеризованной является залежь Курманаевского поднятия, по которой исследовано тринадцать поверхностных и пять глубинных проб нефти. Залежи Южно-Бобровского поднятия изучены по пяти поверхностным пробам нефти. В июне 2011 года дополнительно отобрана глубинная проба из скв. 197R.

На Курманаевском поднятии из пласта Т1 отобрано пять глубинных проб: одна из скважины 182R, по две из скважин 185R, 193R и тринадцать поверхностных проб (из них десять качественных): четыре из скважины 185R, четыре из скважины 193R, две из скважины 182R, по одной пробе из скважин 247, 1657, 3323.

По результатам исследования глубинных проб способом однократной сепарации плотность пластовой нефти равна 730 кг/м3, сепарированной – 815 кг/м3, газосодержание – 136 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,72 мПа•с. Величина объемного коэффициента составляет 1,340, давление насыщения – 10,08 МПа.

По результатам расчета ступенчатой сепарации плотность cепарированной нефти составляет – 808,7 кг/м3, газосодержание – 133,1 м3/т, объемный коэффициент – 1,309.

По товарной характеристике нефть особо легкая, сернистая (0.74 %), малосмолистая (4,14 %), парафинистая (5,25 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 3000С – 55,4 %.

По результатам анализов газа, полученного при однократном разгазировании глубинных проб нефти, нефтяной газ – жирный, с содержанием метана – 27,46 %, этана – 28,42 %, пропана – 20,97 %, бутанов –9,07 %, пентанов + высших – 4,46 %, газ сернистый – 0,34 %, азотный (азота + редких – 9,15 %), содержание двуокиси углерода – 0,14 %. Относительная плотность по воздуху составила 1,171.

По результатам расчетного дифференциального разгазирования нефтяной газ жирный по составу, с содержанием метана – 28,90 %, этана – 29,71 %, пропана – 20,45 %, бутанов – 7,47 %, пентанов + высших – 3,45 %, гелия – 0,0177 %. По классификации газ относится к азотным – 9,55 %, к сернистым – 0,33 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,121.

Устьевые пробы растворенного газа не исследовались.

На Южно-Бобровском поднятии отобрано пять поверхностных проб по всем трем залежам из скважин 102R, 136R и 194R. Проба из скважины 194R забракована. Глубинные пробы не отбирались.

По товарной характеристике нефть средней плотности, сернистая (1,32 %), смолистая (7,44 %), парафинистая (5,28 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 46 %.

Нефть по залежи Восточного купола Курманаевского месторождения поверхностными и глубинными пробами не охарактеризована.

Для подсчета запасов параметры нефти приняты по аналогии с параметрами по пласту Т1 Курманаевского поднятия.

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика

По результатам анализа геологического строения продуктивных пластов, фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов, характеристик пластовых флюидов, составлена геолого-физическая характеристика продуктивного пласта T1 Курманаевского месторождения (Табл. 1.2) [1].

Таблица 1.2

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Т1 Курманаевского месторождения

Параметры	Курман. подн.	Южно-Бобр. подн. р-н скв. 102R	Южно-Бобр. подн. р-н скв. 136R	Южно-Бобр. подн. р-н скв. 194R	Р-н скв. 197R	Восточн. купол
Средняя глубина залегания кровли (абс. отм.), м	2618	2630	2639	2637	2625	2629
Тип залежи	пластовая сводовая	неполнопласт.	пласт. свод.	неполнопластовая
Тип коллектора	карбонатный
Площадь нефтенасыщенности, тыс. м2	14889	1770	547	1191	723	3794
Средняя общая толщина, м	20,5	19,7	20,2	20,3	20,5	20,9
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	5,7	4,1	1,9	3,1	2,5	4,3
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	4,5	3,2	7,9	5,2	6,8	6,5
Коэффициент пористости, доли ед.	0,11	0,08	0,09	0,09	0,11	0,11
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.	0,87	0,80	-	0,87	-	-
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.	0,86	0,82	0,83	0,84	0,86	0,86
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,86	0,81	0,83	0,84	0,86	0,86
Проницаемость, мД	55,5	1,5	3,9	10,3	13,1	28,7
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,47	0,36	0,49	0,41	0,45	0,52
Расчлененность, ед.	6,0	5,4	6,1	6,2	5,5	5,0
Начальная пластовая температура, °С	53
Начальное пластовое давление, МПа	30,2
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	0,72	3	0,72
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	729,9	825,2	729,9
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	809	853	809
Абсолютная отметка ВНК, м	-2630	-2644	-2646	-2644	-2632	-2636-2642
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,309	1,060	1,309
Содержание серы в нефти, %	0,74	1,32	0,74
Содержание парафина в нефти, %	5,25	5,28	5,25
Давление насыщения нефти газом, МПа	10,08	2,41	10,08
Газовый фактор, м3/т	133,1	14	133,1
Содержание сероводорода, %	0,33	6,75	0,33
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	0,97
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1177
Сжимаемость, 10-4 1/МПа
нефти	14,43
воды	4,22
породы	1,02
Коэффициент вытеснения, доли ед	0,700	0,498	0,558	0,610	0,631	0,668
Коэффициент продуктивности, м3/(сут*Мпа)	3,6

1.9 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом