Геологическая часть (стр. 3 )

Тектоническое строение Рассветской площади по отражающему горизонту «У», сопоставляемому с кровлей бобриковского горизонта нижнего карбона, в целом соответствует строению по кровле турнейского яруса (отражающий горизонт «Т»). Отличие отмечается лишь в еще более заметном уменьшении амплитуды и размеров локальных куполов (амплитуда Северного купола составляет 10 м, Восточного – 15 м) и слиянии Западного и Центрального куполов в единое Южное поднятие с вершинами в районе скв. 71 и 62. Промышленная залежь нефти в пласте Б-2 бобриковского горизонта установлена лишь в пределах Восточного купола.

Тектоническое строение Рассветской площади по отражающему горизонту «В», сопоставляемому с кровлей верейского горизонта, в целом идентично таковому по а в пределах южной структурной зоны Центральный и Амурский купола сливаются в единое узкое и малоамплитудное поднятие с вершиной в районе скв. 62. Заметно уменьшаются размеры Восточного поднятия (структура окунторена изогипсой минус 1250 м, размеры составляют 0,7 Ч 0,6 км).

Структурный план по отражающему горизонту «В» был использован для построения структурной карты по кровле пласта А-4 башкирского яруса, с которым связано наличие залежей свободного газа в пределах Западного купола и упомянутого выше объединенного поднятия. Залежь нефти пласта А-4 предполагается в пределах Восточного купола.

По кровле калиновской свиты казанского яруса по данным структурного бурения и по отражающему горизонту «Кн», сопоставляемому с размытой поверхностью кунгурского яруса по материалам сейсморазведки МОГТ-2Д в пределах Рассветской площади отмечается моноклинальное погружение слоев верхней и нижней перми в восточном – юго-восточном направлении с небольшим осложнением в виде структурного носа в районе скв. 62 – 72 (южная структурная зона по нижележащим горизонтам карбона и девона). Северный и Восточный купола не выделяются.

1.5 Нефтегазоносность

Рассветское нефтяное месторождение включает в себя купола – Северный, Восточный, Рассветский, Западный, Центральный, Амурский [1].

Обособленность куполов подтверждается структурными построениями по основным маркирующим горизонтам и различным положением ВНК залежей.

На Северном куполе промышленно нефтеносным является пласт Д-I пашийского горизонта.

На Восточном куполе промышленно нефтеносными являются продуктивные пласты:

- Д-I пашийского горизонта;

-Д3-БУР мендымского горизонта (северо-западный участок);

- Б-2 бобриковского горизонта.

Залежи нефти пластов Д3-БУР (район скважины 144), Дл, В-1 и А-4 выявлены по данным керна, материалам ГИС и результатам испытаний ИПГ-ИПТ.

К Рассветскому куполу приурочена залежь нефти пласта Д3-БУР мендымского горизонта в районе скв. 68.

Западный купол образует нефтяную залежь в пласте Дл заволжского надгоризонта и газовую залежь в пласте А-4 башкирского яруса.

На Центральном куполе выделяется нефтяная залежь в пласте Дл заволжского надгоризонта и газовая залежь в пласте А-4 башкирского яруса в границах объединенного с Амурским куполом.

Северный купол

Пласт Д-I пашийского горизонта

Продуктивный пласт Д-I в пределах Северного купола залегает на глубине 2700 м. Представлен 1 – 4 песчаными прослоями, залегающими непосредственно под глинистой пачкой толщиной 1-3 м, в верхней части пашийского горизонта. Верхняя глинисто-карбонатная и нижняя глинисто-алевролитовая пачки тиманского горизонта, суммарной толщиной от 37 до 49 м, служат надежной покрышкой залежи пласта Д-I.

В сводовой скв. 151 песчаный пласт Д-I замещен глинистыми алевролитами. Общая толщина пласта изменяется от 0,8 до 17,4 м при среднем ее значении – 9,8 м.

Коллекторами пласта Д-I являются пористые проницаемые прослои песчаников толщиной от 0,8 до 7,3 м, переслаивающиеся с глинами и алевролитами, толщина которых колеблется от 0,4 до 5,8 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта –5,6 м. Коэффициент песчанистости – 0,73; расчлененность –2,5.

Водонефтяной контакт (ВНК) не вскрыт ни одной скважиной. Самые низкие абсолютные отметки нефтенасыщения отмечены в скважинах 139 и 138 - 2654,1 м и – 2662,4 м, соответственно. Кровля водонасыщеной части пласта в скв. 75 на абс. отм. – 2679,2 м. Граница залежи условно принята по подошве нефтенасыщенной части пласта в скв.138 на абс. отм. –2662,4 м.

Промышленная нефтеносность пласта Д-I Северного купола установлена в скважинах 60, 64, 74, 136, 137 перфорацией интервалов глубин: – 2641,2-2646,2 м; –2631-2644 м; -2634,8-2636,8 и -2641,8-2647,8 м; -2636,1-2638,1 и -2641,1-2647,1 м; –2634,3-2640,3 м, соответственно, откуда были получены притоки нефти дебитом 119, 142; 39,7; 105; 64 т/сут.

Залежь пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи 2,8Ч1,4 км, высота – 42 м.

Коэффициент пористости - 0,19, коэффициент нефтенасыщенности – 0,92, приняты по материалам ГИС, проницаемость – 0,354.

Восточный купол

Пласт Д-I пашийского горизонта

Пласт Д-I в пределах Северо-Западного участка, где пробурена единственная скважина (№61), залегает на глубине 2726 м и состоит из трех песчаных прослоев толщиной от 0,8 до 2,4 м. Толщина глинистых перемычек 0,4 - 0,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скважине – 4,2 м. Коэффициент песчанистости – 0,81, расчлененность – 3.

Водонефтяной контакт (ВНК) не вскрыт. В скв. 61 подошва нефтенасыщенной части пласта отбивается на абс. отм. – 2667,4 м. Самая высокая абсолютная отметка кровли водонасыщенной части пласта – 2694,2 м вскрыта в скважине 65, пробуренной в прогибе за пределами северного крыла Восточного купола. Граница залежи условно принята на абс. отм. –2680 м, как среднее значение между этими абсолютными отметками. Залежь пластовая, тектонически - и литологически экранированная. Размеры залежи 1,5Ч0,6 км, высота – 18 м.

Коэффициент пористости - 0,19, коэффициент нефтенасыщенности – 0,90, приняты по материалам ГИС проницаемость – 0,354.

1.6 Свойства и состав пластовых флюидов

1.6.1 Свойства и состав нефти и газа

Пласт Д-I

Восточный купол

Физико-химические свойства флюидов данной залежей принимаются по исследованиям двух глубинных проб и трёх поверхностные, отобранных из скважины № 61 [1].

По классификации ГКЗ пластовая нефть относится к особо легким – с плотностью 799,0 кг/м3, с незначительной динамической вязкостью – 3,47 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 7,11 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 43,35 м3/т.

После расчёта дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 851,0 кг/м3 (средняя), газосодержание – 34,37 м3/т, объёмный коэффициент – 1,107 (пересчетный коэффициент 0,903), динамическая вязкость разгазированной нефти – 13,88 мПа·с.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании: сероводород отсутствует, углекислого газа – 1,36%, азота+редкие – 13,62%, гелия – 0,106%, метана – 48,56%, этана – 13,68%, пропана – 15,03%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 22,78%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,962, а теплотворная способность – 47070,3 кДж/м3.

По результатам поверхностных проб: нефть высокосернистая (массовое содержание серы 1,81%), смолистая (7,58%), парафинистая (3,02%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 44,0%.

Северный купол

Залежь Северного купола пласта Д-I является самой изученной по свойствам нефти и растворенного газа. Из залежи отобраны 11 глубинных проб из скважин № 60 (три пробы), 64 (четыре пробы), 74, 136, 137 (две пробы) и 11 поверхностных проб из скважин № 60 (три пробы), 64 (три пробы), 74 (две пробы), 136, 137 (две пробы).

По классификации ГКЗ пластовая нефть относится к особо легким – с плотностью 810,0 кг/м3, с незначительной динамической вязкостью – 2,83 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 6,96 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 43,72 м3/т.

После расчёта дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 860,0 кг/м3 (средняя), газосодержание – 35,05 м3/т, объёмный коэффициент – 1,103 (пересчетный коэффициент 0,907), динамическая вязкость разгазированной нефти – 14,10 мПа·с.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании: сероводород отсутствует, углекислого газа – 0,47%, азота+редкие – 12,42%, гелия 0,101%, метана – 50,73%, этана – 14,39%, пропана – 15,10%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 21,99%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,939, а теплотворная способность – 47240,5 кДж/м3.

По результатам поверхностных проб: нефть сернистая (массовое содержание серы 1,73%), смолистая (7,90%), парафинистая (2,68%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 44,0%.

1.6.2 Химический состав и физические свойства пластовых вод

Минерализация вод пласта Д-I составляет 262,06 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,1888 г/см3 (в пластовых условиях 1,1645 г/см3). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 0,93 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 38,37 г/дм3, магния 3,90 г/дм3, сульфатов 0,25г/дм3, первая соленость 51,6 %-экв. Пластовые воды характеризуются высокой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,52) [1].

1.7 Коллекторские свойства

1.7.1 Фильтрационно-ёмкостные свойства пластов по данным исследования керна

По пласту Д-I проводились исследования по определению коэффициента вытеснения. Полученная в ходе эксперимента информация позволила определить динамическую пористость образцов керна. Определение граничного значения пористости  пласта Д-I проводилось корреляционным способом, приведенным в «Методических рекомендациях по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом». Сопоставлялась открытая пористость (Кп) и динамическая пористость (Кпдин) [1].

Граничные значения проницаемости Кпргр по продуктивному пласту Д-I рассчитывалось по зависимости Кпр=f(Кпр). Следует отметить, что выше указанная зависимость по пласту Д-I оставлена без изменения. Новые керновые данные, полученные после подсчета запасов.