Геологическая часть (стр. 4 )

Нефтяные залежи пласта Б2

Пласт Б2 залегает в кровле бобриковского горизонта, отделяясь от тульских карбонатных пород маломощным (2-3 м) прослоем аргиллитов. Нижняя часть пласта сложена, в основном, песчаниками, обладающими хорошими коллекторскими свойствами. Выше они сменяются заглинизированными породами с тонкими пропластками алевролитов. Соотношение данных пород изменчиво: в скважинах 36, 460 на западе площади (находятся за границей лицензионного участка) преобладает песчаный материал, а в скважине 392 на востоке весь пласт (имеющий в данной скважине наименьшую эффективную толщину – 1,4 м) сложен алевролито-глинистыми породами с одним маломощным продуктивным прослоем в кровельной части.

В разрезе пласта установлены три залежи нефти, приуроченные к Восточно-Пронькинскому, Баклановскому поднятию и западному куполу Скоковского поднятия.

Нефтеносность на Восточно-Пронькинском куполе установлена в 2011 году по опробованиям скважины 60.

В результате опробования скважины 60 продуктивного пласта Б2 в процессе бурения ИПТ продуктивного интервала 2459,5-2499,0 м (а. о. -2216,5-2256,0 м) за 9,5 мин. при депрессии Рср = 151,6 атм получен приток газированной нефти V = 1,05 м3 (Qн = 159 м3/сут) Рпл = 255,3 атм ИПУ 1472-1358. В результате перфорации скважины 60 в интервале 2466,3-2467.,4 м (а. о. -2223,3-2224,4 м); 2468,3-2470,1 м (а. о. -2225,3-2227,1 м); 2471,2-2472,3 м
(а. о. -2228,2-2229,3 м); 2478,0-2484,0 м (а. о. -2235,0-2241,0 м); 2486,7-2495,3 м (а. о. -2243,7-2252,3 м) получен приток высоковязкой нефти дебитом Qн = 41,8 м3/сут при Рзаб = 122,6 атм, депрессия 132,7 атм.

При опробовании скважины 36 пласта Б2 в процессе бурения ИПТ интервала 2396,0-2424,0 м (а. о. -2247,0-2275,0 м) получен приток воды Qв. расч. = 705,6 м3/сут.

При опробовании скважины 454 пласта Б2 в процессе бурения ИПТ интервала 2476,0-2505,0 м (а. о. -2256,7-2285,7 м) за 18 мин. при ср. депрессии Рср = 212,9 атм получен приток воды V = 3,34 м3, Рпл = 260,3 атм ИПУ 2134-1669 м.

В результате, для подсчета запасов УПУ взят на а. о -2252,4 м по подошве нефтенасыщенного коллектора скважины 60 и нижней дыре перфорации.

Залежь нефти пластово-сводового типа, утвержденные размеры залежи 2,6Ч1,25 км, высота – 29,5 м.

Абсолютная отметка кровли коллектора по структурным построениям находится на а. о. -2235,1 м. В пределах контура нефтеносности по всем учтенным скважинам средняя общая толщина пласта составляет 24,7 м, эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам – 13,8 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,61, расчлененность – 4,2.

На Баклановском поднятии нефтеносность пласта доказана скважиной 457, при испытании которой получен приток нефти дебитом 4,25 м3/сут.

Граница залежи в южном направлении контролируются скважиной 456, в которой пласт Б2 по данным ГИС водонасыщен. Водонефтяной контакт принят на а. о. -2268,4 м по данным интерпретации ГИС в скважине 2634. С северо-востока данная залежь ограничена небольшим прогибом.

Залежь нефти пластовая, сводовая, размеры залежи, утвержденные при подсчете запасов 2008 года, 3,3Ч2,3 км, высота – 52,0 м.

Абсолютная отметка кровли коллектора по структурным построениям находится на а. о. -2229,1 м. В границах залежи по всем скважинам средняя общая толщина пласта составляет 23,1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 10,6 м (скважина 716) до 19,8 м (скважина 2628) и в среднем составляет 14,3 м. Коэффициент песчанистости равен 0,62, коэффициент расчлененности – 2,9.

На западном куполе Скоковского поднятия нефтеносность пласта Б2 доказана опробованием в трех скважинах (392, 717, 719).

При первичном опробовании скважин 392 в 1969 году из интервала перфорации 2373-2375 м (а. о. -2253,3-2255,3 м) и 2380-2382 м (а. о. -2260,3-2262,3 м) получен совместный с Т1 приток безводной нефти дебитом 39,0 м3/сут, в том числе из Б2 – 6,6 т/сут, из Т1 – 32,4 м3сут. Скважина 392 находилась в консервации с апреля 1970 г. по июль 1980 г. в связи с отсутствием промысловых коммуникаций на месторождении. 21.07.1980 пущена в эксплуатацию фонтаном на пласт Т1 с дебитом 10 т/сут, в декабре 1980 г. переведена на механический способ добычи нефти (ШГН). В 2010 году пласт Б2 повторно перфорирован в интервале 2373-2375 м (а. о. -2253,3-2255,3 м), в результате получен приток нефти дебитом 6,3 т/сут.

При опробовании в скважине 717 пласта Б2 в интервале 2462,0-2478,0 м (а. о. -2237,6-2251,8 м) получен приток безводной нефти дебитом 46,3 т/сут.

В скважине 718 по данным ГИС пласт Б2 выделяется в интервале 2394,6-2406,0 м (а. о. -2234,7-2246,1 м) и представлен нефтенасыщенным песчаником. Пласт Б2 в скважине не опробован.

В скважине 719 при опробовании пласта Б2 в интервале 2592,0-2598,0 м (а. о. -2233,6-22389 м) получен приток безводной нефти дебитом 89,1 т/сут. По данным ГИС пласт Б2 представлен нефтенасыщенным песчаником до а. о. -2248,1 м.

ВНК принят по результатам опробования и данным ГИС скважины 392 на а. о.-2255,1 м.

Залежь пластовая, сводовая. Размеры залежи 1,6Ч2,9 км, высота – 28,6 м.

Абсолютная отметка кровли коллектора по утвержденным структурным построениям находится на а. о. -2239,3 м. По скважинным данным средняя общая толщина пласта 16,8 м, эффективная нефтенасыщенная – 7,6 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,42, расчлененности – 4,3.

1.7 Коллекторские свойства

При изучении керна использовались общепринятые методики. Определение пористости проводилось методом насыщения образцов керосином, водой, газопроницаемости – методом фильтрации газа через образец (на установке ГК–5), остаточная водонасыщенность определялась методом центрифугирования [1].

Пласт Б2

Фильтрационно–емкостные свойства пород–коллекторов пласта Б2 изучены на 130 образцах из пяти скважин (36, 39,65,118,465).

На долю коллектора пониженной проницаемости приходится 15,3 % исследованных образцов, среднепроницаемую часть разреза характеризуют 12,5 % образцов, 54,2 % исследованных образцов свидетельствуют о наличии в пласте Б2 коллекторов с высокой проницаемостью – более 500*10-3 мкм2.

Диапазон изменения пористости от 1,7 % до 35,5 %, проницаемости 0,01ч
2508,5*10-3 мкм2. Средние значения коэффициента пористости и проницаемости для эффективной части пласта составляют соответственно 20,5 % (88 определений) и 797,1*10-3 мкм2 (52 определения).

1.8 Свойства пластовых флюидов

Свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования (стандартная сепарация) и при ступенчатом дегазировании [1].

Пласт Б2

По рассматриваемому пласту выявлено три залежи: Восточно–Пронькинская (район скважины 39), Баклановская (район скважины 65), Скоковская Западная (район скважины 392).

Проанализированы одна глубинная проба (скважина 501), четыре рекомбинированных проб (из скважин 60, 392, 457, 2623) и две поверхностых (скважина 501).

По пласту Б2 для Восточно-Пронькинской залежи, поставленной на баланс в 2011 году, исследована одна рекомбинированная проба нефти из скважины 60.

В пластовых условиях нефть характеризуется следующими показателями: плотность – 934,1 кг/м3, давление насыщения нефти газом – 8,2 МПа, вязкость нефти - 304 мПаЧс, пластовое давление – 25,01 МПа, пластовая температура – 45 єС.

При однократном разгазировании плотность сепарированной нефти составила 972 кг/м3, газосодержание 19,3 м3/т.

После разгазирования в рабочих условиях нефть имеет плотность 968 кг/м3, рабочий газовый фактор 18,1 м3/т.

Мольное содержание компонентов в газе после разгазирования в рабочих условиях: этана 23,8 %, пропана 4,23 %, бутанов 1,02 %. Плотность газа 1,032 кг/м3.

Для Восточно-Пронькинской залежи приняты следующие параметры нефти: плотность нефти – 972 кг/м3, газосодержание 19,3 м3/т, пересчетный коэффициент 0,943.

Нефть пласта Б2 Восточно-Пронькинской залежи является битуминозной по плотности (972 кг/м3). Нефть особо высокосернистая (содержание серы составляет 4,92 %), высокопарафинистая (содержание – 7,3 %), высокосмолистая (содержание в среднем – 38,8 %). Выход светлых фракций, выкипающих до 240 оС составляет 13 объем.%. Температура застывания нефти 19 оС, температура начала кипения 95 оС. Молекулярная масса пластовой нефти 335 г/моль.

По пласту Б2 Баклановская залежь представлена одной глубинной и двумя поверхностными пробами нефти из скважины 501 Восточного купола Скоковского поднятия.

В пластовых условиях нефть характеризуется следующими показателями: плотность – 834 кг/м3, давление насыщения нефти газом – 8,36 МПа, вязкость нефти – 7,64 мПаЧс, пластовое давление – 19,8 МПа, пластовая температура – 49 єС.

При однократном разгазировании плотность сепарированной нефти составила 886 кг/м3.

После разгазирования в рабочих условиях нефть имеет плотность 882 кг/м3, рабочий газовый фактор 40,5 м3/т, пересчетный коэффициент 0,901.

Мольное содержание компонентов в газе после разгазирования в рабочих условиях: этана 18,81 %, пропана 18,4 %, бутанов 5,53 %. Плотность газа 1,224 кг/м3.

Нефть пласта Б2 Баклановского купола является тяжелой по плотности (882 кг/м3). Нефть сернистая (содержание серы составляет 1,7 %), высокопарафинистая (содержание – 6,1 %), малосмолистая (содержание в среднем – 12,6 %). Выход светлых фракций, выкипающих до 300 оС составляет 36 объем.%. Температура застывания нефти -4 оС, температура начала кипения 84 оС. Молекулярная масса пластовой нефти 192 г/моль.

По пласту Б2 Скоковская Западная залежь представлена одной рекомбинированной пробой, отобранной в 2011 году из скважины 392.

В пластовых условиях нефть характеризуется следующими показателями: плотность – 817,1 кг/м3, давление насыщения нефти газом – 6,45 МПа, вязкость нефти – 3,2 мПаЧс, пластовое давление – 6,37 МПа, пластовая температура – 50 єС.

При однократном разгазировании плотность сепарированной нефти составила 882,8 кг/м3.

После разгазирования в рабочих условиях нефть имеет плотность 880 кг/м3, рабочий газовый фактор 46,4 м3/т, пересчетный коэффициент 0,87.

Мольное содержание компонентов в газе после разгазирования в рабочих условиях: этана 20,19 %, пропана 22,9 %, бутанов 12,01 %. Плотность газа 1,449 кг/м3.