Геологическая часть (стр. 4 )

Городецкого и Славкинского месторождений.

Таблица 1.3

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	Пласт Б2, Горбуновское поднятие Восточный купол
Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
Скв.	Проб
Вязкость динамическая, мПа⋅с:
при  20°С	4	4	173,00 – 261,00	217,00
50°С
Вязкость кинематическая, м2/⋅с
при  20°С	4	4	(186,83 – 280,95) х10-6	233,88 х10-6
50°С
Температура застывания, °С	4	4	-9 – (-26)	-15
Температура насыщения парафином, °С
Массовое содержание, %	Серы	4	4	4,33 – 4,80	4,60
Смол силикагеновых	4	4	16,25 – 19,11	17,44
Асфальтенов	4	4	5,70 – 11,00	7,67
Парафинов	4	4	3,05 – 7,50	4,78
Солей
Воды	4	4	0,40 – 6,20	-
Мехпримесей
Температура плавления парафина, °С	4	4	51 – 62	55
Объёмный выход фракций, %	Н. к. – 100°С	4	4	-	2
до 150°С	4	4	5 – 12	8
до 200°С	4	4	10 – 18	14
до 250°С	4	4	15 – 26	21
до 300°С	4	4	24 – 34	30
Классификация нефти	Высокосернистая, высокосмолистая, парафиновая

Таблица 1.4

Физико–химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	Пласт В1 Горбуновское поднятие, Восточный купол
Количество исследованных	Диапазон	Среднее
скв.	проб	изменения	значение
Вязкость динамическая, мПа⋅с:
при	20°С	2	2	167,20 – 217,40	192,30
50°С
Вязкость кинематическая, м2/⋅с
при	20°С	2	2	(180,02 – 234,07) Ч10-6	207,04Ч 10-6
50°С
Температура застывания, °С	1	1	-	-18
Температура насыщения парафином, °С
Массовое содержание, %	Серы	2	2	4,11 – 4,35	4,23
Смол силикагелевых	2	2	7,30 – 17,50	12,40
Асфальтены	2	2	5,40 – 6,10	5,75
Парафинов	2	2	3,04 – 3,50	3,27
Солей
Мехпримесей
Содержание воды, %об	2	2	0,09 – 4,60	2,35
Температура плавления парафина, °С	2	2	58 – 68	63
н. к.–100°С	2	2	2,0 – 8,0	5,0
Объемный	до 150°С	2	2	7,0 – 13,0	10,0
выход фракций, %	до 200°С	2	2	12,0 – 18,0	15,0
до 250°С	2	2	18,0 – 25,0	21,5
до 300°С	2	2	28,0 – 36,0	32,0
Классификация нефти	Высокосернистая, парафиновая, смолистая

Пластовые воды Горбуновского месторождения, приуроченные к продуктивному пласту Б2, изучались по данным глубинных и, в основном, поверхностных проб лабораториями ВОИГ и РГИ и НГДУ «Сергиевскевскнефть». Воды продуктивного пласта В1на Горбуновском месторождении не изучались.

Согласно гидродинамической и гидрохимической зональности воды продуктивных пластов бобриковского горизонта (пласт Б2) и турнейского яруса (пласт В1) расположены в зоне затрудненного водообмена. Нижняя граница проходит по кровле глин тиманского горизонта. По химическому составу все они, согласно классификации , принадлежат к хлоридно-кальциевому типу.

Водоносный комплекс терригенной толщи бобриковского горизонта сложен песчаниками. Верхним водоупором служат глины и плотные известняки тульского горизонта, нижним – глины бобриковского горизонта.

Верхний пласт-коллектор Б2 бобриковского горизонта промышленно нефтеносен на всех поднятиях Горбуновского месторождения. При опробовании в скважинах этого горизонта была получена нефть, пластовые воды на Горбуновском месторождении не были опробованы.

Химический состав пластовой воды бобриковского горизонта изучен по данным глубинных и поверхностных исследований попутной воды из добывающих скважин на Горбуновском и Такмаклинском поднятиях до начала заводнения, а также на Западном куполе Горбуновского поднятия, где разработка залежи ведется при естественном упруговодонапорном режиме. Минерализация вод составляет 248,31 г/л, плотность в стандартных условиях 1,1603 г/см3 (в пластовых условиях 1,154-1,157 г/см3). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 1,35-1,47 мПа·с, в поверхностных условиях 1,67 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 8,18 г/л, магния 2,26 г/л, сульфатов 0,39 г/л первая соленость 86,2 %-экв. Пластовые воды характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,86).

Водорастворенный газ в отложениях бобриковского горизонта изучался на Радаевском месторождении. В составе газа CH4-11,2 %, C2H6+высшие-3,2 %, N2-59,8 %. Газонасыщенность - 165 см3/л, общая упругость газа – 3,39 МПа. Растворенные в водах газы характеризуются азотно-углеводородным составом.

Пласт В1 является продуктивным только на Восточном куполе Горбуновского поднятия. Опробование этого пласта на Горбуновском месторождении не проводилось. Разрабатывается он при естественном упруговодонапорном режиме.

Характеристика пластовых вод В1 приводится по результатам опробования соседнего Кельвейского месторождения и исследования попутных вод Красно-Городецкого и Славкинского месторождений: минерализация 251,68 г/л, плотность в стандартных условиях 1,1619 г/см3 (в пластовых условиях 1,155 г/см3). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях, в среднем равна 1,29 мПа·с, в поверхностных условиях 1,68 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 9,45 г/л, магния 2,56 г/л, сульфатов 0,84 г/л, первая соленость 83,8 %-экв. Пластовые воды характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,84).

Разработка продуктивного пласта Б2 на Такмаклинском поднятии и на Центральном и Восточном куполах Горбуновского поднятия, для  поддержания пластового давления, ведется с закачкой пластовой воды окско-серпуховских отложений. По данным исследования химического состава закачиваемых вод на Такмаклинском и Горбуновском поднятиях, с учетом аналогичных пластовых вод соседнего Шумолгинского месторождения, минерализация составляет 238,35 г/л, плотность в стандартных условиях 1,1574 г/см3. Содержание в воде ионов кальция составляет 9,72 г/л, магния 2,78 г/л, сульфатов 1,02 г/л, первая соленость 82,8 %-экв. Пластовые воды характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,83).

Пластовые воды бобриковского горизонта, турнейского яруса, а также закачиваемые воды окско-серпуховских отложений имеют сходный компонентный состав, поэтому они хорошо совместимы, но их бывает трудно различить в период закачки.

Определение содержания полезных микрокомпонентов в пластовых водах Горбуновского месторождения не проводилось.

Характеристика гидроминерального сырья дается по аналогии с Радаевским месторождением. Воды продуктивных пластов Б2 и В1 являются кондиционными только по брому (содержание 300 и 290 мг/л) при необходимой минимальной промышленной концентрации 200 мг/л.

Рассматриваемое Горбуновское месторождение не представляет промышленного интереса в качестве гидроминерального сырья так, как:

Определение содержания полезных микрокомпонентов в пластовых водах Горбуновского месторождения не проводилось, предполагается по аналогии. Значительный объем попутных вод, добываемых по пласту Б2,только в 2003- 2004  гг. составил 381 и 597 тыс. т/год, причем 15-20 % составляют закачиваемые воды серпуховского яруса, микрокомпонентный состав которых также не изучался. До этого времени добыча попутной воды составляла всего 20-146 тыс. т/год. Минимальный объем добываемых попутных вод, перспективный для промышленного извлечения микрокомпонентов, согласно рекомендациям ВСЕГИНГЕО, должен быть не ниже 250 тыс. т/год в течение не менее 5 лет. Объем добываемых попутных вод по пласту В1 незначителен и не превышает 0,1-0,2 тыс. т/год. Группа кондиционных компонентов ограничена, представлена только бромом, концентрация его невысока (290-300 мг/л), принята по аналогии.

1.7 Коллекторские свойства пластов

Пласт Б2 приурочен к отложениям бобриковского горизонта, представлен песчаником максимальной толщиной 7,8 м. Покрышкой для пласта Б2 служат известняки, залегающие в подошве тульского горизонта (тульская плита). Залежь нефти пласта Б2 пластового типа.