Партнерка на США и Канаду по недвижимости, выплаты в крипто
- 30% recurring commission
- Выплаты в USDT
- Вывод каждую неделю
- Комиссия до 5 лет за каждого referral
Верхнепермский структурный план отличается от структурных построений по нижележащим опорным горизонтам палеозоя. Если на структурных планах по опорным горизонтам девона, нижнего и среднего карбона Островское поднятие представляется в виде пологой куполовидной антиклинали со сводом в районе скв. 72, то по верхнепермским отложениям ему соответствуют два небольших локальных поднятия - северное и южное. Третье, незначительное по размерам, поднятие соответствует юго-восточной периклинальной части Островского поднятия.
Исходя из вышеизложенного, можно заключить, что Островское поднятие сформировалось как типичная структура облекания. При сопоставлении структурных планов по опорным горизонтам девона, нижнего и среднего карбона наблюдается соответствие их выступу в кристаллическом фундаменте, с постепенным ослаблением морфологической выраженности снизу вверх по разрезу до полного сглаживания очертаний купола в верхнепермских отложениях.
1.5 Геологическое строение продуктивных пластов
На Островском поднятии нефтенасыщение по данным ГИС отмечается в пластах Д-I франского яруса (Д3f), ДI/ пашийского и СII, СIII радаевского горизонтов [1].
Пласт ДI/ выделяется по промыслово-геофизическим данным в кровельной части пашийского горизонта в виде маломощного прослоя песчано-алевролитовых пород, подстилающихся глинами. Нефтенасыщение пласта ДI/ приурочено к двум ограниченным по площади линзам песчаника, локализованным в районе скважин 71 и 74, имеющим незначительную толщину (в скв.71 - 2,4 м, 74 - 1,8 м). Керновыми данными пласт ДI/ не охарактеризован, к опробованию не рекомендовался. Исходя из приведенной характеристики, нефтенасыщение пласта ДI/ промышленного значения не имеет.
По промыслово-геофизическим данным нефтенасыщение отмечается в пластах СII и СIII в скважинах 72 и 74. Нефтенасыщенными являются песчаники, приуроченные к верхней части пласта, подстилающиеся пластовой водой. Толщина нефтенасыщенных пород пласта СII в скв. 72 - 1,4 м, в скв.74 - 3 м, пласта СIII - 2 м и 3 м, соответственно. Опробование пластов не проводилось в связи с близостью ВНК. Выявленное нефтенасыщение пластов СII и СIII носит локальный характер и промышленной ценности не имеет.
На Островском поднятии залежь нефти открыта в терригенных отложениях верхнего девона. В результате бурения скважины 62, заложенной в своде сейсмического поднятия, и освоения пласта Д-I франского яруса (Д3f) пашийского горизонта франского яруса была установлена его промышленная нефтеносность.
Ниже приводится характеристика выявленной залежи нефти.
Залежь нефти пласта Д-I франского яруса (Д3f) пашийского горизонта
Залежь нефти пласта Д-I франского яруса (Д3f) на Островском месторождении приурочена к терригенным отложениям пашийского горизонта. Продуктивный пласт залегает на средней глубине 2690 м. Представлен 1 - 5 прослоями мелкозернистого, кварцевого, нефтенасыщенного песчаника, толщиной от 0,4 до 10 м, разделенными глинисто-алевролитовыми перемычками, число которых по скважинам составляет от 1 до 4, толщиной от 0,2 до 3,6 м. Перекрывается и подстилается залежь глинистыми породами. В скважинах 62 и 71, в кровле пласта, в интервалах 2691,8-2696,2 м (абс. отм. –2516-2520,4м) и 2739,6-2743,2 м (абс. отм. - 2511,6-2515,2 м) соответственно, выделяется нефтенасыщенный прослой толщиной 4,4 и 3,6 м, замещенный в остальных скважинах плотными породами. В целом же, пласт относительно хорошо выдержан по толщине и по площади. По данным ГИС, керна и опробования нефтенасыщение отмечается в скв. 62, 71, 72, 74.
В скважине 62 пласт Д-I франского яруса (Д3f) залегает в интервале глубин 2687,2 - 2712,6 м (абс. отм. минус 2511,3-2536,7 м). Опробование пласта производилось поинтервально: первоначально была перфорирована нижняя часть пласта в интервале 2702 - 2704 м (абс. отм. -2526,1-2528,1 м), в результате чего был получен слабый приток нефти, затем из интервала 2687-2702 м (абс. отм. - 2511,1- 2526,1 м) был получен фонтанный приток нефти 71 т/сут. на 6 мм штуцере.
В скважине 71 нефтенасыщение по ГИС прослеживается до глубины 2757,2 м (абс. отм - 2529,2 м). При опробовании пласта из интервала перфорации 2739 - 2748 м (абс. отм. - 2511 - 2520 м) получен приток нефти.
В скважине 72 пласт залегает в интервале глубин 2753,4 - 2774 м (абс. отм. - 2501,8 - 2522,4 м) и полностью нефтенасыщен. Опробование пласта в колонне проведено в интервале 2760 - 2767 м (абс. отм. - 2508,4 - 2515,4 м), в результате получен приток нефти дебитом 90 т/сут. при 6 мм штуцере.
В скважине 74 нефтенасыщение по ГИС прослеживается до глубины 2728,2 м (абс. отм. - 2528,9 м), в результате опробования из интервала 2714 - 2720 м (абс. отм. -2514,7 - 2520,7 м) получен приток нефти дебитом 8,8 т/сут. при динамическом уровне 1200 м от устья.
Эксплуатационная скважина 73, пробуренная в 1988 году, вскрыла продуктивный пласт Д-I франского яруса (Д3f) в обводненной части пласта (абс. отм. - 2525,4 - 2538,4 м), что объясняется выработкой его в процессе эксплуатации.
Непосредственно контакт нефть - вода скважинами не вскрыт. Нижняя граница нефтенасыщения прослеживается на абсолютных отметках: в скважине 62 – минус 2529,7 м, в скважине 71 – минус 2529,2 м и в скважине 74 – минус 2528,9 м.
Исходя из вышеизложенного, граница залежи на Островском месторождении принята на абсолютной отметке минус 2529,7 м по подошве нефтенасыщения в скважине 62.
В процессе эксплуатации залежи в зоне интенсивного отбора установлен подъем водонефтяного контакта: в скважине 71 до абсолютной отметки минус 2524,4 м, в скважине 74 – до абсолютной отметки минус 2525,1 м. Промытая часть пласта по промыслово-геофизическим данным интерпретируется как зона с остаточным нефтенасыщением.
Залежь нефти пластовая, сводовая, со значительной по площади водонефтяной зоной. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности 1,2 х 2,1 км, высота 22,1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 12,2 до 16,0 м. Коэффициент песчанистости – 0,86; коэффициент расчлененности – 3,4.
Согласно гидродинамической и гидрохимической зональности воды продуктивного пласта Д-I франского яруса (Д3f) относятся к зоне застойного режима. Верхней границей является глинистая толща тиманского горизонта верхнего девона. По химическому составу пластовые, воды пласта Д-I франского яруса (Д3f), согласно классификации , принадлежат к хлоридно-кальциевому типу.
Пластовый воды пашийского горизонта характеризуются минерализацией 285,68 г/л, плотностью в стандартных условиях 1193,7кг/м3.
Определение содержания микрокомпонентов в водах продуктивного пласта Д-I франского яруса (Д3f) не проводилось.
1.6 Свойства и состав пластовых флюидов
1.6.1 Свойства и состав нефти и газа
Пласт Д-I франского яруса (Д3f)
По данной залежи исследованы пробы, отобранные из скважин № 62, 72, 74, три глубинных и три поверхностных [1].
По результатам исследований плотность пластовой нефти 802,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 7,49 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 50,10 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 3,22 мПа·с.
Основные подсчётные параметры приняты (после однократного разгазирования): плотность нефти составила 866,0 кг/м3, газосодержание – 47,80 м3/т, объёмный коэффициент – 1,160, динамическая вязкость разгазированной нефти – 22,19 мПа·с.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при однократном разгазировании: сероводорода нет, углекислого газа 0,39%, азота+редкие – 8,82%, гелия – 0,055%, метана – 34,65%, этана – 16,68%, пропана – 21,73%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 39,46%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,219, а теплотворная способность газа – 64555,0 кДж/м3.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,46%), смолистая (8,19%), парафиновая (4,64%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 40,0%.
Таблица 1.1 Свойства пластовой нефти Островского месторождения | |||
Наименование параметра | Пласт Д-I франского яруса (Д3f) | ||
Диапазон | Среднее значение | ||
изменения | |||
1 | 2 | 3 | |
Пластовое давление, МПа | – | 27.20 | |
Пластовая температура, 0С | – | 69 | |
Давление насыщения газом, МПа | – | 7.49 | |
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | 49,50 – 50,60 | 50.10 | |
Газсодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т | – | 47.80 | |
Р1= Мпа Т1=°С | – | – | |
Р2= Мпа Т2=°С | – | – | |
Р3= Мпа Т3=°С | – | – | |
Плотность в условиях пласта, кг/м3 | 792,0 – 812,0 | 802.0 | |
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с | 2,78 – 3,55 | 3.22 | |
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа∙10-4 | – | 11.29 | |
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С | |||
-при однократном (стандартном) разгазировании | – | 1.469 | |
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | – | 1.469 | |
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С | |||
-при однократном (стандартном) разгазировании | 862,0 – 873,0 | 866.0 | |
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | – | 866.0 |
Таблица 1.2 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Островского месторождения | ||||
Количество | Диапазон | Среднее | ||
Наименование параметра | исследованных | значений | значение | |
скв. | проб | |||
Пласт Д-I франского яруса (Д3f) | ||||
Плотность при 200С, кг/м3 | 3 | 3 | 863,1 – 883,0 | 872.90 |
Вязкость, мПа∙с | ||||
при 20 0С | 3 | 3 | 16,06 – 29,60 | 22.19 |
при 50 0С | ||||
Молярная масса, г/моль | 3 | 3 | 198,00 – 213,00 | 206.33 |
Температура застывания, °С | 3 | 3 | -5 – (-16) | -10 |
Массовое содержание, % | ||||
серы | 3 | 3 | 1,45 – 1,47 | 1.46 |
смол силикагелевых | 3 | 3 | 5,72 – 10,95 | 8.19 |
асфальтенов | 3 | 3 | 1,47 – 3,60 | 2.44 |
парафинов | 3 | 3 | 3,35 – 5,95 | 4.64 |
воды | 3 | 3 | 0,20 – 50,00 | 16.82 |
механических примесей | – | – | – | – |
Содержание микрокомпонентов, г/т | ||||
ванадий | – | – | – | – |
никель | – | – | – | – |
Температура плавления парафина, 0С | 3 | 3 | 62 – 67,5 | 65 |
Температура начала кипения, 0С | 3 | 3 | 55 – 66 | 59 |
Фракционный состав, % | ||||
до 100 0С | 3 | 3 | 3,0 – 7,0 | 5.0 |
до 150 0С | 3 | 3 | 10,0 – 15,0 | 12.0 |
до 200 0С | 3 | 3 | 18,0 – 25,0 | 21.0 |
до 250 0С | 3 | 3 | 26,0 – 33,0 | 29.0 |
до 300 0С | 3 | 3 | 35,0 – 47,0 | 40.0 |
Шифр технологической классифи-кации | II П2 Т2 |
Таблица 1.3 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Островского месторождения | |||||
Наименование параметра | |||||
Пласт Д-I франского яруса (Д3f) | |||||
при однократном разгазировании пластовой нефти | при дифференциальном разгазировании пластовой нефти | пластовая нефть | |||
выделившийся газ | нефть | выделившийся газ | нефть | ||
Молярная концентрация компонентов, % | |||||
- сероводород | – | – | – | – | – |
- углекислый газ | 0.39 | – | – | – | 0.10 |
- азот + редкие | 8.82 | – | – | – | 2.64 |
в т. ч. гелий | 0.055 | – | – | – | 0.017 |
- метан | 34.65 | 0.16 | – | – | 10.47 |
- этан | 16.68 | 0.55 | – | – | 5.45 |
- пропан | 21.73 | 2.74 | – | – | 8.53 |
- изобутан | 2.41 | 0.59 | – | – | 1.16 |
- н. бутан | 7.35 | 3.33 | – | – | 4.60 |
- изопентан | 2.58 | 2.18 | – | – | 2.32 |
- н. пентан | 2.35 | 2.69 | – | – | 2.61 |
- гексаны | 2.31 | 5.72 | – | – | 4.67 |
- гептаны | 0.73 | 5.30 | – | – | 3.91 |
- октаны | – | – | – | – | – |
- остаток (С8+высшие) | – | 76.74 | 53.54 | ||
Молекулярная масса | 35.35 | 206.33 | 35.35 | 154.33 | |
Плотность: | |||||
- газа, кг/м3 | 1.469 | – | 1.469 | – | – |
- газа относительная (по воздуху), доли ед. | 1.219 | – | 1.219 | – | – |
- нефти, кг/м3 | – | 866.0 | – | 866.0 | 802.0 |
1.6.2 Химический состав и физические свойства пластовых вод
Пластовые воды пашийского горизонта (пласта Д-I франского яруса (Д3f)) характеризуются минерализацией 285,68 г/л, плотностью 1193,7 кг/м3 (в пластовых условиях 1163,2 кг/м3). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 0,90 мПа·с. Содержание в воде кальция составляет 27,78 г/л, магния 3,97 г/л, сульфатов 0,42 г/л, первая соленость 65,4 %-экв. Воды этого пласта характеризуются довольно высокой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,65).
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 |
