Геологическая часть (стр. 2 )

1.5 Нефтегазоводоносность

Промышленная газо - и нефтеносность Анастасиевско-Троицкого месторождения  связана с I, Ia  горизонтами киммериского яруса, II, III  горизонтами понтического яруса  плиоцена и горизонтами IV, IVа, V, VI, VIа и VII меотического яруса миоцена. Это терригенные коллектора порового типа.

Серия песчано-алевролитовых прослоев VI-а горизонта, вскрытая в пределах Анастасиевско-Троицкого месторождения, не выдерживается по мощности и литологическому составу, изменяясь в широких пределах.

Максимальное развитие горизонта наблюдается в северо-западной периклинальной и частично присводовой части Анастасиевской складки, в районе скважин №№ 20, 130, 145 14 и 135. Эффективная мощность коллекторов достигает здесь 21-23 м. К востоку происходит постепенное уменьшение количества песчаных прослоев и уменьшение их мощностей вплоть до полного выклинивания в районе скважин №№ 12, 140, 18, 1, 11. Далее к востоку VI-а горизонт отсутствует и появляется вновь лишь в центральной части Троицкой площади (скважины №№ 000, 870, 330 и др.).

VI-а горизонт Анастасиевской площади содержит нефтяную залежь, ограниченную с юга и юго-востока линией выклинивания песчаных прослоев и внешним контуром нефтеносности с остальных сторон. Северо-западная часть залежи характеризуется максимальным развитием нефтенасыщенных мощностей (21 м в скважине № 000). К югу и юго-востоку их значения быстро убывают и в скважине 631 они соответственно равны 3,6 м. На всей остальной юго-восточной части залежи значения нефтенасыщенных мощностей находятся в пределах от 0 до 3 м и коллекторские свойства горизонта невысоки.

Положение водо-нефтяного контакта не одинаково для всей залежи. Отметка контакта изменяется от -1585 м до -1605 м. Такая разница на различных участках объясняется проявлениями «капиллярного эффекта», связанного с ухудшением коллекторских свойств. Кроме того, на поведении контакта сказывается частое чередование песчаных и глинистых прослоев.

Этаж нефтеносности VIа горизонта на Анастасиевской площади равен  75 м.

Геологическое строение VI-а горизонта на Троицкой площади отличается большей сложностью, здесь в толще глин мощностью до 50 и более метров залегает ряд песчано-алевролитовых прослоев различной, обычно небольшой толщины. Прослои коллекторов не выдерживаются по площади, выклиниваются на одних участках и вновь появляются на других. Детальный анализ каротажных разрезов VI-а горизонта позволил выделить в нем три пачки сближенных между собой песчаных прослоев. Пачки отделены друг от друга глинистыми разделами и, следовательно, не имеют между собой гидродинамической связи. Количество прослоев в каждой пачке колеблется от одного до трех (за некоторыми исключениями). Поэтому в дальнейшем изложении и на геологических построениях три песчаные пачки для удобства будут именоваться просто прослоями. Конфигурация зон распространения отдельных прослоев и распределение их эффективных мощностей свидетельствуют о неравномерном накоплении песчано-алевролитового материала, связанном с неровностями дна и деятельностью течений. Эффективная мощность песчаных прослоев невелика и лишь в редких случаях достигает 5 м (скв. № 000, 1 прослой).

Каждый из 3-х выделенных прослоев содержит нефтяную залежь. Размеры залежей, так же как и зоны распространения прослоев, увеличиваются снизу вверх.

Залежь нефти первого, верхнего, прослоя пластовая, сводовая с многочисленными литологическими ограничениями, максимальная нефтенасыщенная мощность наблюдается в юго-восточной части залежи (5 м. в скв. № 000). На остальной части залежи нефтенасыщенные мощности не превышают 2,7 м.

Водонефтяной контакт в залежи верхнего прослоя отбивается в среднем на отметке - 1642 м. Этаж нефтеносности верхней залежи равен 37 м.

Залежи нефти среднего и нижнего прослоев так же, как и залежь верхнего прослоя, пластовые с литологическими ограничениями.

Максимальная эффективная (нефтенасыщенная) мощность среднего прослоя приурочена к району скважины № 000 (2,6 м). На остальных участках залежи она колеблется от 0 до 2 м. Водонефтяной контакт залежи отбивается на отметке - 1645 м. Этаж нефтеносности 20 м.

Залежь нефти нижнего прослоя занимает самую маленькую площадь и фиксируется лишь скважинами №№ 000, 880, 688 и 65. Максимальные эффективные и нефте-насыщенные мощности приурочены к скважинам  №№ 000 и 880 (2,6 м и 3,5 м). Водонефтяной контакт в залежи отбивается на отметке - 1648 м., этаж нефтеносности нижней залежи 11 м.

Коллекторы IVа горизонта, входящие в состав меотического яруса, имеют довольно широкое распространение в Западно-Кубанском прогибе, генетически связаны с коллекторами других песчано-алевлитовых горизонтов этого яруса и обладают близкими к ним основными гидрогеологическими характеристиками. Безусловно, литолого-физические особенности коллекторов, степень их выдержанности по площади и разрезу, наличие литологических экранов, препятствующих движению флюидов, наличие или отсутствие зон питания и разгрузки и прочие факторы влияют на динамику и химический состав пластовых вод.

Описания пластовых вод расположена на юго-восточной окраине Западно-Кубанского прогиба в предгорных районах Северо-Западного Кавказа, где миоцен-плиоценовые отложения выходят неширокой полосой на дневную поверхность. Ещё одна предполагаемая область питания находится в пределах Адыгейского выступа, где эти отложения местами выходят на поверхность или залегают на небольших глубинах и перекрываются проницаемыми отложениями верхнего плиоцена.

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

IVа горизонт

Пластовая нефть

По залежи IVа отобрано 6 глубинных проб нефти  из 3-х скважин.

По данным анализа глубинных проб нефти из скв. 627 (Анастасиевский участок) газовый фактор нефти изменяется от 97,9 до 103,2 м3/т при плотности нефти в пластовых условиях 0,754-0,752 г/см3. В скв. 125 плотность пластовой нефти возрастает до 0,821 г/см3 и, соответственно, снижается газовый фактор до 79,1 м3/т. Глубинные пробы нефти из скв. 155-Троицкой изучены недостаточно, ряд важных параметров по ним не определен. Плотность дегазированной нефти по этой скважине составляет 0,892 г/см3, газовый фактор 70,5-71,3 м3/т.

Давление насыщения нефти по скв.627 колеблется в пределах 12,26-13,54 МПа, по скв. 125 оно равно 14,42 МПа. Среднеарифметическое значение Рнас равно 13,2 МПа. Объёмный коэффициент нефти по данным этих двух скважин равен 1,202 (таблица 1.2).

Таблица 1.1

Свойства пластовой нефти IVа горизонта Анастасиевско–Троицкого месторождения

Наименование параметра	Численные значения
диапазон значений	принятые значения
1	2	3
Пластовое давление, МПа	14.2	14.2
Пластовая температура, °С	62-63	62.6
Давление насыщения, МПа	12,26-14,42	13,2
Газосодержание, м3 /т	70,5 – 103.2	87.35
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1=        МПа;  t1=...°С Р2=        МПа;  t2=...°С Р3=        МПа;  t3=...°С Р4=        МПа;  t4=...°С	-	-
Плотность в условиях пласта, кг/м3	752 - 821	770
Вязкость в условиях пласта, мПа с	-	-
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4	-	-
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	-
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	892	892

Поверхностная нефть

Характеристика нефти приводится по результатам 16 анализов поверхностных проб, отобранных из 11 скважин (таблица 1.2).

Нефти IVа горизонта малосернистые (0,134-0,334%), слабопарафинистые (до 2,2%). Их плотность изменяется в целом по горизонту от 0,849 до 0,889 г/см3, однако установить какие-либо закономерности изменения плотности по площади не удаётся. Самые низкие значения плотности нефти (0,849-0,854 г/см3) отмечены в нижней пачке в залежах 4 и 5 (скв. 518, 519, 522). Средняя величина плотности, принятая для подсчёта запасов нефти в целом по IVа горизонту, составляет 0,871 г/см3 ; для залежей 1, 2 и 3 нижней пачки ( при отдельном подсчёте) также принята эта средняя величина, но для залежей 4 и 5 принята средняя величина 0,852 г/см3 с учётом конкретных данных, приведённых выше.

Выход светлых фракций из нефти IVа горизонта составляет от 1 до 3,5% при температуре 100оС и достигает 60% при температуре 300оС.

Таблица 1.2

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти IVа горизонта Анастасиевско-Троицкого  месторождения (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование параметра	Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
скважин	проб
1	2	3	4	5
Плотность при 200С,  кг/м3	11	16	849 – 889	871
Вязкость,  мПа. с
при 20ОС	11	16	6.4 – 23.6	10.8
при 50ОС
Молярная  масса,  г/ моль	-	-	-	-
Температура застывания, °С	-	-	-	-
Массовое содержание, %
серы	11	11	0.134 – 0.334	0.216
смол силикагелевых	11	16	9.4 – 19	12.7
асфальтенов	5	5	0.025 – 0.28	0.129
парафинов	5	5	0.001- 2.2	1.1
воды	-	-	-	-
механических примесей	-	-	-	-
Содержание микрокомпонентов, г/т	-	-	-	-
Ванадий	-	-	-	-
никель	-	-	-	-
Температура плавления парафина, °С	-	-	-	-
Температура начала кипения, °С	11	16	72 – 135	94.7
Фракционный состав (объемное содержание  выкипающих ),  %
до  100°С	6	6	1 – 3.5	1.9
до  150°С
до  200°С	11	16	11.2 – 22.5	17.38
до 250°С
до  300°С	11	16	40 – 60	52.06
Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ …………...)	-	-	-	-

Растворённый газ представлен 13-ю анализами из 12 скважин.