Геологическая часть (стр. 2 )

На фоне общего погружения в отложениях палеозойского чехла на изучаемой площади выделяется структурный элемент II порядка Бобровско-Покровский вал, на борту которого, выделяются локальные структуры (Ананьевская, Горная, Урюмская, Куштакская, Калиновская и другие). Локальные структуры, осложняющие Бобровско-Покровский вал, седиментационного типа, образовавшиеся в верхнефранско-среднефаменское время, а выше расположенные заволжские, нижнекаменноугольные отложения, представляют собой структуры облекания.

Ананьевское поднятие, как положительная структура, по сейсморазведочным данным выделяется по отражающим горизонтам: Двб (кровля воробьевского горизонта), Т (кровля турнейского яруса), У (кровля бобриковского горизонта), Тр (кровля окского надгоризонта).

По анализу структурных построений отмечается унаследованность структурных планов и постепенное выполаживание структуры вверх по разрезу [5].

1.5 Нефтегазоводоносность

На месторождении нефтеносность установлена в карбонатных пластах О2, О4, О5в, О6 окского надгоризонта, терригенном пласте Б2 бобриковского горизонта. Промышленно нефтеносными на месторождении являются так же карбонатные отложения  турнейского яруса (пласты Т1, Т2'+Т2) нижнего карбона, терригенные отложения ардатовского (пласт ДIII) и воробьевского (пласт ДIV) горизонтов живетского яруса среднего девона, нефтеносность которых подтверждена результатами испытания в эксплуатационной колонне, а пластов Т1, Т2'+Т2 и Б2 - результатами пробной эксплуатации. 

Нефтяная залежь пласта Т1

Пласт Т1 вскрыт всеми скважинами и представлен одной залежью нефти. Размеры залежи 3,9×1,4 км, высота – 28,1 м. Тип залежи – массивный.

Промышленная нефтеносность пласта выявлена на стадии разведки и подтверждена материалами ГИС, керна, результатами опробования в процессе бурения (скв.800, 801-1 ствол) и  испытания в эксплуатационной колонне (скв. 800, 801-2 ствол). В настоящее время пласт Т1 эксплуатируется  в скв. 800, 953, 954, 951, 952.

ВНК залежи принят условно на абсолютной отметке -2231,1 м по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора в скв. 800.

Нефтяная залежь пластов Т2′+Т2

Продуктивный пласт Т2′+Т2 выделяется в средней части турнейского яруса, литологически представлен поровыми карбонатами. Покрышкой для залежи служат непроницаемые карбонатные породы толщиной около 4 м. Залежь нефти массивная, коллектор карбонатный поровый. Размеры залежи 4,0×1,0 км, высота – 14,1 м.

Промышленная нефтеносность пласта выявлена на стадии разведки и подтверждена материалами ГИС, керна, результатами опробования в процессе бурения (скв.800, 801-1 ствол) и испытания в эксплуатационной колонне (скв.800, 801-2 ствол). При испытании в эксплуатационной колонне пласта Т2' в скв.800 дебит безводной нефти составил 7,7 м3/сут при ДР=5,6 МПа в интервале глубин 2410,4-2412,0м (абс. отм.2256,1-2257,7м).

В скважине 801-2 ствол  из пласта Т2' получен приток нефти с водой дебитом 417,6 м3/сут в интервале глубин 2482,5-2484,0 м (абс. отм.-2257,6-2259,1 м), геофизическими исследованиями «приток-состав» установлен заколонный переток из нижележащих водоносных коллекторов пласта Т2.

ВНК принят по наиболее глубоко залегающей подошве нефти на отметке -2261,7 м по данным ГИС в скважинах №№ 000, 953.

Пласт Т1 состоит, в основном, из 5-20 проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от  0,4 м до 5,1 м. Эффективная толщина пласта по площади изменяется от 18,1 м до 32,5 м. В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 3 до 12,3 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 7,08 м. Коэффициент эффективной толщины составляет 0,63 д. ед.; расчлененность – 13,625.

Пласты Т2′+Т2 состоят, в основном, из четырех-восьми проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от  0,5 м до 10,8 м. Эффективная толщина пластов по площади изменяется от 9,2 м до 16,3 м. В пределах контура залежи нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 1,1 до 7,5 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 3,6 м. Коэффициент эффективной толщины составляет 0,604; расчлененность – 5,7 [5]. 

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Пласт Т1. В пластовых условиях нефть залежи легкая по плотности - 0,841 г/см3, с динамической вязкостью составляет 5,2 мПа•с, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 4,83 МПа [5].

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти составила 0,865 г/см3, газосодержание - 19,42 м3/т, объемный коэффициент -1,042 (пересчетный коэффициент -0,960).

По принятой классификации нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,53%), малосмолистая (9,9%), парафинистая (5,62%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С - 45%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях (в мольных процентах), составляет: сероводород – 5,92%, углекислый газ - 0,88%, азот – 16,65%, метан – 20,81%, этан -  13,8%, пропан – 17,74%, гелий - 0,0248%. Плотность газа - 1,344 кг/м3.

Пласты Т2'+Т2. В пластовых условиях нефть залежи легкая по плотности - 0,861 г/см3, маловязкая - динамическая вязкость составляет 5,7мПа·с, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 4,67 МПа.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти составила 0,877 г/см3, газосодержание - 14,52 м3/т, объемный коэффициент - 1,038 (пересчетный коэффициент - 0,963).

По принятой классификации нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,63%), малосмолистая (10,6%), высокопарафинистая (6,4%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С - 42%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях (в мольных процентах),  составляет: сероводород - 3,75%, углекислый газ - 1,49%,  азот - 26,70%, метан - 31,31%, этан - 16,97%, пропан - 11,09%, гелий - 0,041%. Плотность газа  - 1,247 кг/м3 [5].

Таблица 1.1

–Свойства пластовой и дегазированной нефти

Пласт Т1
Наименование параметра	Диапазон значений	Принятые значения
Свойства пластовой нефти
1. Давление пластовое, МПа	-	24,7
2. Температура пластовая, °С	-	43
3. Давление насыщения нефти газом, МПа	-	4,83
4. Газосодержание нефти (стандартная сепарация), м3 /т	-	23,1
5. Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	19,42
6. Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3	-	841
7. Вязкость нефти в условиях пласта, мПа*с	-	5,5
8. Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4	-	8,70
9. Плотность растворенного газа, кг/м3 , при 20°C:
- при однократном (стандартном) разгазировании	-	1,617
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	1,331
10. Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С:
- при однократном (стандартном) разгазировании	-	865
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	858
11. Пересчетный коэффициент, д. е.	-	0,960
12. Количество исследованных глубинных проб (скважин)	1(1)
Свойства дегазированной нефти
13. Плотность дегазированной нефти по поверхностным пробам, кг/м3	865-866	865
14. Вязкость дегазированной нефти по поверхностным пробам, мПа/с
- при 20°С:	12.08-18.6	15,4
- при 50°С:	-	-
15. Температура застывания дегазированной нефти, °С	-35-17	-20
16. Массовое содержание, %
- серы	2	2
- асфальтенов	2	2
- парафинов	2	2
- механических примесей	-	-
- акцизных смол	2	2
17. Температура начала кипения, °С	-	32
18. Фракционный состав (об. сод. выкип.),  %
- до  100°С	5-8	7
- до  150°С	13-17	15
- до  200°С	22-24	23
- до  250°С	33-38	36 (260оС)
- до  300°С	40-47	45
19. Количество исследованных поверхностных проб (скважин)	2(2)
Пласт Т2'+Т2
Наименование параметра	Диапазон значений	Принятые значения
Свойства пластовой нефти
1. Давление пластовое, МПа	-	26,42
2. Температура пластовая, °С	-	43
3. Давление насыщения нефти газом, МПа	-	4,67
4. Газосодержание нефти (стандартная сепарация), м3 /т	-	19,14
5. Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	14,52

Продолжение таблицы 1.1