Геологическая часть (стр. 2 )

Татарский ярус - Р2t. Характеризуется переслаиванием глин, алевролитов и песчаников. Толщина яруса в среднем составляет 185-232 м.

Мезозойская группа – МZ. В отложениях группы выделяются: нижний отдел триасовой системы, нижний и средний отделы юрской системы. Отложения триасовой системы выходят на дневную поверхность и представлены в объеме ветлужского яруса. Юрские отложения сохранились на наиболее приподнятых участках рельефа. Литологически отложения представлены переслаиванием глин, песчаников, песков, реже алевролитов и конгломератов. Толщина группы изменяется от 200 до 370 м.

Кайнозойская группа – KZ

ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА – Q. Отложения широко развиты на площади и представлены глинами, суглинками и современными аллювиальными отложениями, перекрываемыми растительно-почвенным слоем. Толщина четвертичных образований достигает 8-27 м.

1.5 Нефтегазоносность месторождения

Конновское месторождение находится в южной части Бузулукского нефтегазоносного района Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, который характеризуется широким распространением нефтегазоносности как по территории, так и по стратиграфическому разрезу. В настоящем дипломе рассмотрен пласт Д4 Конновского месторождения, характеристика залежей которого представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика залежей пласта Д4 Конновского месторождения

Пласт	Залежь	Тип залежи	Размеры залежи	Пло-щадь, 103м2	А. о. глуби-ны залега-ния в своде, м	Положе-ние ВНК а. о, м
длина, км	ширина, км	высота, м
Д4	основная	Пластовая сводовая, тектонически экранированная	14	1,1-5,8	53	63281	4150	4203±2
Р-н скв.10	Пластовая сводовая, тектонически экранированная	8,5	1-4	36	20901	4165	4201±2
Р-н скв.183	Пластовая сводовая	2,5	1,1-2	21,5	3482	4186	4207,5

Пласт Д4 представлен двумя зональными интервалами: верхним и нижним. Верхний интервал характеризуется практически повсеместным развитием коллекторов (за исключением скв. 3007), нижний – представлен двумя литотипами: непроницаемыми породами и линзовидными прослоями коллекторов. В пределах зоны развития коллекторов пласта выявлены три залежи.

Общая толщина пласта изменяется от 17,2 до 31,8 м, эффективная нефтенасыщенная – от 0,9 до 21,6 м и составляет в среднем 10,0 м. Коэффициент песчанистости равен 0,46, расчлененности – 3,2,

Основная залежь

Эффективная (нефтенасыщенная) толщина в пределах залежи изменяется в широком диапазоне от 3,4 (1,0) м до 19,8 (19,8) м, коэффициент расчлененности – от одного до 11, толщина отдельных прослоев коллекторов – от 0,3 м до 19,8 м.

Продуктивность пласта по результатам самостоятельного испытания высокая.

Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически экранированная, ее размеры составляют 1,1-5,8Ч14,0 км, высота – 53 м.

Залежь района скважины 10

Залежь приурочена к Конновской структуре и вскрыта четырьмя поисково-разведочными и 13 эксплуатационными скважинами. Суммарная эффективная (нефтенасыщенная) толщина в пределах залежи варьирует от 3,6 (0,9) м до 21,6 (21,6) м, количество прослоев колеблется в пределах 2-10. Толщина отдельных прослоев изменяется от 0,4 до 14,7 м.

Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически экранированная, ее размеры составляют 1,0-4,0Ч8,5 км, высота – 36 м.

Залежь района скважины 183

Залежь имеет ограниченные размеры и выявлена в результате бурения одной скважины. В составе данного пласта, вскрытого скв. 183, выделяется два проницаемых прослоя толщиной от 1,3 до 7,4 м, суммарная эффективная и нефтенасыщенная толщина составляет 8,7 м.

Уровень ВНК принят условно по подошве нижнего нефтенасыщенного по данным ГИС прослоя на а. о. -4207,5 м.

Залежь нефти пластовая, сводовая, ее размеры: 1,1-2,0Ч2,5 км, высота – 21,5 м.

1.6 Свойства и состав пластовых флюидов

По результатам анализа 52 проб, отобранных на устье, и после сепарации глубинных пробоотборников в лабораторных условиях средняя плотность нефти равна 0,800 г/см3, кинематическая вязкость при 20 оС – 4,8 мм2/с. Содержание серы изменяется в широких пределах, и в среднем составляет 0,34 %, парафинов в нефти – 6,5 %, асфальтенов – 0,20 %. Выход светлых фракций до 300 оС – 62 %, средняя температура начала кипения – 44 оС, температура застывания – -11 оС.

По результатам однократного разгазирования проб по семи скважинам пластовая нефть имеет плотность 0,555 г/см3, сепарированная – 0,802 г/см3, Давление насыщения нефти газом при пластовом давлении – 28,3 МПа, газосодержание – 642,9 м3/т, объемный коэффициент – 2,43, усадка – 58,9 %.

По стандартной сепарации газ на 67,40 % состоит из метана, 30,28 % составляют его гомологи. Содержание углекислого газа и азота, соответственно, 1,15 и 1,09 %, гелия – 0,054 %.

Свойства пластовой нефти, физико-химическая характеристика дегазированной нефти, компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти приведены в таблицах 1.2, 1.3 и 1.4.

В пределах Конновской площади пластовые воды эйфельско-франских отложений, изученные по шести пробам скважин, относятся к типу хлоркальциевых. Их минерализация меняется от 186,6 до 291,9 г/л. Содержание кальция достигает 47,7 г/л. Из микрокомпонентов определены: бор – до 52 мг/л, йод – до 20 мг/л, бром – до 2222 мг/л.

В составе водорастворенного газа преобладают углеводородные компоненты, в частности, метана содержится 75,3 %, этана – 5,5 %. Из неуглеводородных компонентов присутствуют: азот – 8,5 % и углекислый газ + водород – 2,3 %. Газонасыщенность вод в целом составляет 853 см3/л.

Таблица 1.2

Свойства пластовой нефти пласта Д4 Конновского месторождения

Наименование параметра	Пласт Д4
диапазон значений	принятое значение
Пластовое давление, МПа	42,8-49,0	46,4
Пластовая температура, °С	82-85	82,7
Давление насыщения, МПа	27,7-28,8	28,3
Газосодержание, м3/т	631,4-666,9	642,9
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	555
Плотность в условиях пласта, кг/м3	536-584	555
Вязкость в условиях пласта, мПа·с	<0,1-0,2	-
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа×10-4	36-8-41,7	39,3
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °С:
-при однократном разгазировании	1,001-1,311	1,119
- при дифференциальном разгазировании	-	0,938
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 °С:
- при однократном разгазировании	800-807	802
- при дифференциальном разгазировании	-	783

Таблица 1.3

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Д4

Наименование параметра	Кол-во	Диапазон значений	Среднее значение
скважин	проб
Плотность при 20 °С, кг/м3	36	52	770-823	800
Вязкость, мм2/с	27	36	2,2-13,3	4,8
Молярная масса, г/моль
Температура застывания, °С	33	45	-35-(+5)	-11
Массовое содержание, %
серы	36	51	0,10-1,16	0,34
смол селикагелевых	32	46	0,8-8,2	2,2
асфальтенов	33	46	0,00-2,35	0,20
парафинов	33	47	1,8-11,1	6,5
воды	-	-	-	-
механических примесей	-	-	-	-
Температура плавления парафина, °С	33	46	+47-(+58)	+53
Температура начала кипения, °С	32	44	+26-(+70)	+44
Фракционный состав (об. сод-е выкипающих), %
до 100 °С	33	47	5-26	12
до 150 °С	33	47	16-40	27
до 200 °С	33	47	28-200	42
до 250 °С	33	47	40-60	52
до 300 °С	33	47	52-70	62
Шифр технологической классификации (по ГОСТ 912-66)	1Т1П3

Таблица 1.4