Геологическая часть (стр. 3 )

Промышленно нефтеносен пласт В1 только на Восточном куполе Горбуновского поднятия.

Водонефтяной раздел по данным ГИС не установлен, а принят по нижней дыре перфорации в скв. 41 на абсолютной отметке минус 1131,2 м, в которой из интервала перфорации 1400-1420 (-1111,3-1131,2 м) м получен приток нефти, подошва нефтенасыщенного пропластка в этой скважине отбивается также на абс. отметке минус 1131,2 м.

В скв. 7 кровля водонасыщенного пропластка отбивается на абс. отм. минус 1131,2 м, а в скв. 59 - на отметке минус 1131,4 м. В скв. 3 водонефтяной раздел находится в интервале абс. отм. минус 1130,2-1133,6 м. Остальные скважины имеют значительное искривление и поэтому в обосновании ВНК не участвуют.

Количество проницаемых прослоев в продуктивной части пласта меняется от 1 (скв. 34) до 10 (скв. 37). Толщина проницаемых прослоев изменяется от 0,4 до 4,3 м, а разделяющих плотных пропластков –0,2-6,1 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 13,1 м в своде купола (скв. 37) до 1,6 м в приконтурной зоне (скв. 34).

Коэффициент расчлененности равен 5,4, а коэффициент песчанистости – 0,6.

По типу залежь неполнопластовая, ее размеры 1,3Ч1,0 км, высота – 24 м.

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Физико-химические свойства нефти и газа Горбуновского месторождения изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть» и институтом «Гипровостокнефть».

При стандартных исследованиях разгазирование глубинных проб происходит одноступенчато до атмосферного давления при 20°С, т. е. при условиях, не соответствующих работе сепарационных установок на месторождении, поэтому такие параметры нефти и газа как: плотность разгазированной нефти, пересчётный коэффициент, газовый фактор, содержание в нефтяном газе гелия, этана, пропана, бутанов определены расчётным путём, по данным стандартных исследований глубинных проб.

Восточный купол

Пласт Б2

Параметры нефти и газа определены по трём глубинным пробам из скважин 1 (две пробы), 7 и четырём поверхностным пробам из скважин 1 (две пробы), 5, 7.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 0,920 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 4,9 МПа, газосодержание – 11,0 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 98,0 мПа⋅с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти составила 0,927 г/см3, газовый фактор – 9,8 м3/т, объёмный коэффициент – 1,020, динамическая вязкость разгазированной нефти – 217,0 мПа⋅с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 4,60 %), высокосмолистая (17,44 %), парафиновая (4,78 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300°С – 30 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода – 5,73 %, азота – 38,24 %, метана – 22,83 %, этана – 15,66 %, пропана – 8,94 %, высших углеводородов (пропан + высшие) – 13,93 %, гелия – 0,048 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,028.

Пласт В1

Физико-химические свойства нефти и газа пласта определены по данным исследования одной глубинной пробы из скважины № 3 и трёх поверхностных проб из скважин № 3, 41, 101.

По результатам исследований указанных выше проб и произведенных расчётов были приняты параметры нефти и газа пласта. Плотность пластовой нефти – 915,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (310С) – 3,53 МПа, газосодержание – 10,00 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 124,90 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 930,0 кг/м3, газовый фактор – 11,28 м3/т, объёмный коэффициент – 1,032, динамическая вязкость разгазированной нефти – 192,30 мПа·с.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазирование в рабочих условиях следующие: сероводорода – 0,63 %, углекислого газа – 2,13 %, азота – 35,72 %, гелия –0,043 %, метана – 19,53 %, этана – 16,81 %, пропана – 14,78 %, высших углеводородов (пропан + высшие) – 25,18 %. Относительная плотность газа по воздуху – 1,132, а теплотворная способность газа – 42759,4 кДж/м3. По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 4,23 %), смолистая (12,40 %), парафиновая (3,27 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 32,0 %.

Таблица 1.1

Свойства пластовой нефти и воды пласта Б2

Наименование	Пласт Б2 Восточный купол
Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
скв.	Проб
а) Нефть
Давление насыщения газом, Мпа	2	3	13,0-13,3	13,1
Газосодержание при однократном разгазировании, доли ед.	2	3	10,2-11,5	11,0
Объёмный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	2	3	1,023-1,026	1,025
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1=  0,3  МПа  Т1=  18°С
Р2=  0,25  Мпа  Т2=  20°С
Р3=  0,15  Мпа  Т3=  18°С
Р4=  0,10  Мпа  Т4=  20°С
Р5=  0,10  Мпа  Т5=  40°С
Р6=  0,10  Мпа  Т6=  20°С
Суммарное газосодержание, м3/т	2	3	-	9,8
Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях	2	3	-	1,020
Плотность, кг/м3	2	3	915,0-925,0	920,0
Вязкость, мПа⋅с	2	3	86,8-109,2	98,0
Температура насыщения парафином, °С
б) Газ газовой шапки
Давление начала и максимальной конденсации, Мпа
Плотность, кг/м3
Вязкость, мПа⋅с
Содержание стабильного конденсата, г/м3

Таблица 1.2

Свойства пластовой нефти и воды пласта В1

Наименование	Пласт В1 Горбуновское поднятие Восточный купол
Количество Исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
скв.	проб
а) Нефть
Давление насыщения газом, МПа	1	1	-	3,53
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	1	1	-	10,00
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	1	1	-	1,026
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1=	0,392	МПа	Т1=	18	°С	1	1	-	8,35
Р2=	0,275	МПа	Т2=	20	°С	1	1	-	0,36
Р3=	0,108	МПа	Т3=	18	°С	1	1	-	1,31
Р4=	0,098	МПа	Т4=	20	°С	1	1	-	0,37
Р5=	0,118	МПа	Т5=	40	°С	1	1	-	0,51
P6=	0,098	МПа	T6=	40	°С	1	1	0,58
Суммарное газосодержание, м3/т	1	1	-	11,28
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях	1	1	-	1,032
Плотность, кг/м3	1	1	-	915,0
Вязкость, мПа⋅с	1	1	-	124,90
Температура насыщения парафином, °С
б) Газ газовой шапки
Давление начала и максимальной конденсации, МПа
Плотность, кг/м3

Продолжение таблицы 1.2

Вязкость, мПас
Содержание стабильного конденсата, г/м3
в) Стабильный конденсат
Плотность, г/см3
Температура застывания, 0С
Вязкость при 20 0С, мПас
г) Пластовая вода
Газосодержание, м3/т
в т. ч. сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент
Вязкость, мПас	-	-	-	1,29
Общая минерализация, г/л	3	3	240,40*-257,91*	251,68*
Плотность, кг/м3	3	3	1153*-1157*	1155*

* по аналогии с одновозрастными пластовыми водами Кельвейского, Красно-