Геологическая часть (стр. 2 )

На Алексеевском куполе в западной части структуры (район скв.9, 10, 11) пласт В-1 вследствие литологического замещения представлен полностью плотными, непроницаемыми карбонатами. Средняя глубина залегания  2734 м. Эффективные толщины прослоев изменяются от 0,4 м до 8,8 м, примерно в этом же диапазоне колеблются толщины разделяющих, плотных пропластков. Значения эффективной нефтенасыщенной толщины по скважинам изменяются от 2,8 м до 19,8 м. По площади месторождения коллектор пласта распространен не повсеместно. Неоднородность по разрезу характеризуется коэффициентами песчанистости - 0,46 и расчленённости - 5,72.

Принятое положение ВНК обосновано данными ГИС и опробования на абс. отметке минус 2565 м.

Залежь нефти пласта В-1 относится к типу пластовых, литологически-экранированных.

Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют  4,8Ч2,4 км. Высота залежи 29,7 м.

Параметры пласта следующие: пористость – 11%, начальная нефтенасыщенность – 83%, проницаемость – 57 мД.

В контуре нефтеносности залежи Восточно-Алексеевского купола пласта В-1 пробурено 7 скважин. В разрезе пласта выделяется от 2 до 8 прослоев коллекторов толщиной от 0,5 м до 8,7 м. Толщина плотных разделяющих пропластков составляет 0,4–10,5 м. Суммарная эффективная толщина пласта изменяется от 5,6 м до 17,5 м.

В границах залежи пласт неоднороден: коэффициент песчанистости равен 0,48, расчленённость – 5,38.

Гипсометрическое положение границы залежи принято на абс. отметке минус 2580 м (2580,2 м (скв.61) и минус 2579,9 м (скв.64)).

Залежь пластового типа, литологически экранированная в юго-западной и восточной частях структуры, с обширной водонефтяной зоной. Размеры залежи в плане 3,4Ч1,9 км, высота 21,6 м.

Параметры пласта следующие: пористость – 9%, начальная нефтенасыщенность – 82%, проницаемость – 57 мД.

Характеристика толщин и неоднородности пласта В-1 представлена в таблице 1.1. Геолого-физическая характеристика пласта В-1 Алексеевского месторождения приводится в таблице 1.2.

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Алексеевский купол

Пласт В-1

Свойства нефти и газа определены по данным исследований двух глубинных проб, отобранных из скв.3 и четырёх поверхностных проб, отобранных из скважин №№ 3 (две пробы), 6, 16.

По результатам исследований этих проб и расчётов плотность пластовой нефти – 793,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом – 7,50 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 55,60 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 2,41 мПа⋅с.

По результатам расчёта дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 851,0 кг/м3, газосодержание – 46,20 м3/т, объёмный коэффициент – 1,140, динамическая вязкость разгазированной нефти – 17,42 мПа⋅с.

Таблица 1.1

Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пласта В-1

Параметр	Показатели
ЧНЗ	ВНЗ	в целом
пласт В-1 Алексеевского купола
Общая толщина, м	Среднее значение	17,40	24,40	18,00
Коэффициент вариации, доли ед.	0,30	0,15	0,30
Интервал измерения	от	5,40	20,30	5,40
до	25,60	29,00	29,00
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее значение	8,30	7,00	8,20
Коэффициент вариации, доли ед.	0,53	0,18	0,52
Интервал измерения	от	2,80	5,40	2,80
до	19,80	8,50	19,80
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее значение	0,00	3,00	3,00
Коэффициент вариации, доли ед.	0,00	0,12	0,12
Интервал измерения	от	0,00	2,60	2,60
до	0,00	3,50	3,50
Коэффициент песчанистости (доли коллектора), доли ед.	Среднее значение	0,50	0,40	0,46
Коэффициент вариации, доли ед.	0,32	0,00	0,31
Интервал измерения	от	0,25	0,41	0,25
до	0,83	0,41	0,83
Расчлененность, доли ед.	Среднее значение	5,60	6,70	5,72
Коэффициент вариации, доли ед.	0,39	0,19	0,38
Интервал измерения	от	2,00	5,00	2,00
до	11,00	8,00	11,00
Количество скважин, используемых для определения	29	3	32

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании: сероводорода – 0,92 %, углекислого газа – 0,99 %, азота+редкие – 13,20 %, гелия – 0,026 %, метана – 27,26 %, этана – 25,26 %, пропана – 22,46 %, высших углеводородов (пропан+высшие) – 32,37 %. Относительная плотность газа по воздуху – 1,127, а теплотворная способность – 55638,0 кДж/м3.

Таблица 1.2

Геолого-физическая характеристика продуктивных пласта В-1

Параметры	Алексеевский купол	Восточно-Алексеевский купол
Категория запасов	В	С1/С2
Средняя глубина залегания, м	2734	2689
Тип залежи	пластовый	пластовый
Тип коллектора	карбонат.	карбонат.
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2	8657	3374/1797
Средняя общая толщина, м	23,2	13,8/7,2
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	6,5	6,5/3,4
Пористость, %	11	9
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.	0,83	0,82
Проницаемость, мкм2	0,057	0,057
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,46	0,48
Расчлененность, ед.	5,7	5,38
Начальная пластовая температура, °С	63	63
Начальное пластовое давление, МПа	29,6	29,4
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с	2,41	6,22
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа∙с	17,42	18,9
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,793	0,82
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,851	0,875
Абсолютная отметка ВНК, м	-2565	-2580
Объёмный коэффициент нефти, доли ед.	1,14	1,116
Содержание серы в нефти, %	1,98	1,99
Содержание парафина в нефти, %	5,26	5,34
Давление насыщения нефти газом, МПа	7,5	5,42
Газосодержание, м3/т	46,2	36,28
Содержание сероводорода, %	0,29	0,29
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа∙с	0,85	0,85
Плотность воды в пластовых условиях, г/см3	1,1494	1,1494
Плотность воды в поверхностных условиях, г/см3	1,1748	1,1748
Сжимаемость, 1/МПа·10-4
нефти	11,5	9,7
воды	2,47	2,47
породы	6,525	7,131
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,605	0,6

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 1,98 %), смолистая (8,11 %), парафинистая (5,26 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300єС – 47,0 %.

Восточно-Алексеевский купол

Пласт В-1

Свойства нефти и газа данной залежи даны по результатам исследования одной глубинной пробы отобранной из скв.64 и пяти поверхностных проб из скважин №№ 61, 62 (две пробы), 64 (две пробы).

Пластовая нефть относится к особо легким – с плотностью 820,0 кг/м3, маловязким с динамической вязкостью – 6,22 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 5,42 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 42,41 м3/т.

По результатам расчёта дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 875,0 кг/м3, газосодержание – 36,28 м3/т, объёмный коэффициент – 1,116, динамическая вязкость разгазированной нефти – 18,90 мПа·с.