Геологическая часть (стр. 4 )

Геолого-физическая характеристика объекта БП10-11 приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Северо-Тарасовского месторождения

Параметры	Пласты
БП101	БП102	БП112
Средняя глубина залегания	2668	2668	2697
Тип залежи	литол. и тектон. экранир.	пласт. свод. с тект. экраном	литол. и тектон. экранир.
Тип коллектора	терригенный поровый
Площадь нефтеносности, тыс. м2	51226 / 32144*	26122	8827
Средняя общая толщина, м	4,8	11,9	8,0
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2,5	7,0	3,1
Пористость, %	18,0	18,4	17,3
Коэффициент нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.	0,62	0,54	0,52
Коэффициент нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.	0,65	0,60	0,58
Коэффициент нефтенасыщенность пласта, доли ед.	0,66	0,60	0,58
Проницаемость, 10-3 мкм2	48	66	27
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,28	0,58	0,20
Коэффициент расчлененноости, ед.	1,5	4,6	2,1
Начальная пластовая температура, оС	85	85	89
Начальное пластовое давление, МПа	27,3	27,3
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	0,70	0,7
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа·с	5,53	5,53
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	682	682
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	824	824	824
Абсолютная отметка ВНК, м	-2615	-2590ч-2615	-2620
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,381	1,381	1,381
Содержание серы в нефти, %	0,21	0,21	0,21
Содержание парафина в нефти, %	2,39	2,39	2,39
Давление насыщения нефти газом, МПа	14,5	14,5	14,5
Газосодержание, м3/т	146	146	146
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	0,45	0,45	0,45
Вязкость воды в поверхностных условиях, мПа·с
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1012	1012	1012
Плотность воды в поверхностныых условиях, т/м3	1012	1012	1012
Сжимаемость, 1/МПа·10-4
нефти	0,96
воды	0,4	0,4	0,4
породы
Коэффициент продуктивности, м3/сут·МПа	4,3
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,465	0,465	0,465

Примечание: * - в пределах Северо-Тарасовского лицензионного участка

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

В процессе разведочных работ и эксплуатации на Северо-Тарасовском месторождении проводились комплексные исследования нефтяных объектов. При исследовании скважин отбирались поверхностные и глубинные пробы нефти и растворенного газа. Исследования отобранных проб нефти и газа проведены в Центральной лаборатории "Главтюменьгеологии", нефтехимической лаборатории Пурпейской КНГРЭИС ГГП "Удмуртгеология" и в лаборатории исследования нефти СибНИИНП.

На Северо-Тарасовском месторождении из объетка БП10-11 отобрано 29 проб пластовой воды. Необходимо отметить значительное количество некачественных проб (20). Основной причиной отбраковки анализов были низкие или завышенные значения минерализации воды, что по-видимому является результатом загрязнения отбираемых проб буровым раствором или недостаточно полной очистки призабойной зоны.

По данным достоверных проб среднее значение минерализации пластовых вод горизонта составило 16,6 г/л, тип вод – хлоридно-кальциевый.

Эти результаты хорошо согласуются с данными по Тарасовскому месторождению, где средняя минерализация составила 15,7 г/л.

Основными солеобразующими элементами являются ионы натрия+калия с содержанием от 80 до 92 %-экв, ионами хлора, концентрация которых изменяется от 91 до 97 %-экв. Ионы Са присутствуют в количестве 10-24 %-экв, ионы Mg – в ряде проб не обнаружены, в остальных же содержится до 1 %-экв. Средние значения содержания микроэлементов в пробах вод горизонта БП10-11 составили: I – 4,8 мг/л, F – 7,1 мг/л, Br – 25,6 мг/л.

Плотность вод в стандартных условиях изменяется от 1,007 до 1,012 г/см3.

Основными солеобразующими компонентами являются ионы хлора, натрия и кальция.

Таблица 1.1

Результаты исследования поверхностных проб нефти горизонта БП10-11

№№ сква-  жины	Интервал испытаний, м	Дата отбора проб	Фракционный состав, %	Плот-ность, кг/м3	Вязкость,  *10-4 м2/с	Содержание, %	Темпера-тура плав-ления пара-финов, оС	Кок-суе-мость	Кис-лот-ность	Моле-куляр-ный вес	Коэфф. свето-погло-щения	Соли, %	Содер-жание воды, %	Темпера-тура засты-вания., оС
НК, оС	до 150оС	до 200оС	до 250оС	до 300оС	Сера	Пара-финов	Азот	Смол силика-гелевых	Асфа-льте-нов
при 20оС	при 50оС
Горизонт БП10-11
8	2773- 2788	08.95г.	71	20	32	43	55	839	6.11	2.43	0.20	2.33	-	3.36	0.57	55.4	-	-	191	-	-	0	-4
25	2730-откр. заб.	08.95г.	57	24.5	36.5	47	58	830	4.17	2.03	0.16	4.15	-	3.34	0.67	53.5	-	-	183	-	-	0	-5
44	2718-2732	04.97г.	67	16	30	40	52.5	844	6.69	2.90	0.22	1.93	-	6.13	0.27	60.2	-	-	198	-	-	н/опр.	-10
47	2692-2705	04.2000г.	43	25	36	46.5	57.5	827	3.77	2.20	0.17	1.95	-	3.64	0.48	57.1	-	-	179	-	-	0.41	-26
49	2804-2817	09.97г.	68	19	29	42	53	840	5.88	2.76	0.17	2.19	-	5.62	0.31	58.7	-	-	194	-	-	н/опр.	-6
50	-	09.97г.	59	20	32	43	55	836	5.43	2.65	0.21	2.10	-	5.29	0.27	58.6	-	-	189	-	-	н/опр.	-7
57	2733-2748	06.99г.	51	21	33	44	55	831	4.28	2.30	0.17	2.16	-	3.84	0.19	58.8	-	-	184	-	-	н/опр.	-4
58	-	27.01.00г.	53	22	34	46	58	836	4.85	2.48	0.18	1.98	-	4.06	0.34	57.7	-	-	189	-	-	н/опр.	-7
65	-	26.01.00г.	40	25.5	35.5	46	55	838	5.07	2.56	0.20	2.65	-	5.19	0.46	55.4	-	-	191	-	-	н/опр.	-6
66	2756-2770	08.95г.	63	19	30	41.5	54	840	5.29	2.51	0.21	2.78	-	4.60	0.37	52.8	-	-	194	-	-	0	-5
265Р	2651-2668	15.04.85г.	95	13	24	36	51	852	7.70	3.78	0.36	2.46	0.12	4.92	0.37	53.0	1.23	0.07	207	149	2.69	следы	-
594Р	2664-2672	28.09.92г.	97	13	25	40	52	851	8.37	3.87	0.22	2.10	0.06	5.62	0.34	56.0	1.56	0.07	211	74	2.21	следы	-
602Р	2712-2729	21.01.93 г.	39	20	30	41	51	827	4.34	2.51	0.27	2.23	-	6.18	1.04	59.0	-	-	178	-	-	0	-
Средние значения по горизонту	62	20	31.3	42.8	54.4	838	5.53	2.69	0.21	2.39	0.09	4.75	0.44	56.6	1.40	0.07	191	112	2.45	следы	-8

Таблица 1.1