Геологическая Часть (стр. 2 )

Залежь вскрыта 13-ю скважинами (№ 49, 46, 30, 31, 33, 36, 37, 34, 7, 35, 48, 47). Нижний нефтенасыщенный коллектор прослеживается в интервале абс. отм. ‑1435,1‑1454,7 м. Положение ВНК по залежи принято с учетом ГИС на абсолютной отметке минус 1454,7 м.

Показатели неоднородности пласта следующие: коэффициент песчанистости - 0.9, расчлененности – 1.08.

Характеристика толщин и не однородности продуктивных пластов приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта Б2

Параметры	Показатели	Верх. пачка	Ниж. пачка
Общая толщина, м	Среднее значение	6,2	2,3
Коэффициент вариации, доли ед.	0,64	0,43
Интервал изменения	от	2,9	0,8
до	8,2	4
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее значение	2,1	1,0
Коэффициент вариации, доли ед.	0,45	0,34
Интервал изменения	от	0,6	0,6
до	4	2
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее значение	1,3	1,2
Коэффициент вариации, доли ед.	0,0	0,0
Интервал изменения	от	0,9	1,0
до	2	1,3
Коэффициент песчанистости, доли ед.	Среднее значение	0,7	0,9
Коэффициент вариации, доли ед.	-	-
Интервал изменения	от	0,7	0,9
до	0,7	0,9
Коэффициент расчлененности, доли ед.	Среднее значение	1,46	1,08
Коэффициент вариации, доли ед.	-	-
Интервал изменения	от	1,46	1,08
до	1,46	1,08

1.6 Пористость, проницаемость и нефтенасыщенность пласта Б2

Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов Кротковско-Алешкинского месторождения определялись по керну и промыслово-геофизическим исследованиям скважин [1]. Характеристика фильтрационно-емкостных свойств пласта Б-2 бобриковского горизонта приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Характеристика фильтрационно-емкостных свойств пласта Б-2 бобриковского горизонта Кротковское поднятие

Метод определения	Наименование	Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасыщен-ность, доли ед
Верхняя пачка
Лабораторные исследования керна	Количество скважин	2	2	-
Количество определений	4	9	-
Среднее значение	1,098	0,210	-
Коэффициент вариации	-
Интервал изменения	0,586-1,893	0,126-0,241	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин	23	23	23
Количество определений	28	28	28
Среднее значение	0,310	0,202	0,843
Коэффициент вариации	-	0.15	0,04
Интервал изменения	0,0479-2,85	0,17-0,268	0,779-0,928
Принятые при проектировании	0,573*	0,20	0,84
Нижняя пачка
Лабораторные исследования керна	Количество скважин	-	-	-
Количество определений	-	-	-
Среднее значение	-	-	-
Коэффициент вариации	-	-	-
Интервал изменения	-	-	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин	9	9	9
Количество определений	9	9	9
Среднее значение	0,3942	0,207	0,830
Коэффициент вариации	-	0.13	0.06
Интервал изменения	0,11-2,04	0,19-0,26	0,753-0,912
Принятые при проектировании	0,573*	0,20	0,83

* - значение принято по уравнению корреляционной зависимости Кпр=f(Кп)

1.7 Свойства и состав пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефти и газа приняты по данным исследований 3 глубинных и 3 поверхностных проб из скважин № 7, 8 и 14 (пласт Б-2, Центральный купол) [1].

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти равна 859 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 5,6 МПа, газосодержание на уровне 27,9 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 10,83 мПа*с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 880 кг/м3, газовый фактор 24,8 м3/т, объемный коэффициент 1,057, динамическая вязкость разгазированной нефти 34,15 мПа*с.

Таким образом, пластовые нефти после разгазирования имеют схожие с пластовыми условиями характеристики.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,78%), смолистая (14,82%), парафиновая (5,85%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300оС  – 36 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 12,35 %, метана 35,69 %, этана 20,59 %, пропана 21,37 %, высших углеводородов (пропан+высшие) 31,01 %, гелия 0,017 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,074.

Свойства пластовой нефти пласта Б-2 приведены в таблице 1.3. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти представлен в таблице 1.4. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти – в таблице 1.5.

Воды пласта Б2 опробованы на Центральном и на Западном куполах [1]. Пласт на Центральном куполе с 1992 г. разрабатывается с заводнением, с применением для целей закачки воды серпуховского яруса. Но, как свидетельствуют результаты химических анализов проб, скважины, по которым проводились исследования, обводнялись преимущественно пластовой водой.

Пластовые воды бобриковского горизонта имеют плотность 1161-1175 кг/м3, вязкость 1,33 мПа*с, минерализацию порядка 180,9-217,5 г/л, содержание ионов кальция в их составе составляет 8,49 г/л. Величина первой солености не превышает 81,1% экв., метаморфизация невысокая (rNa/rCl=0,80).

Свойства пластовой воды пласта Б2 приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.3

Свойства пластовой нефти пласта Б-2

Наименование	Пласт Б-2
Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
скважин	проб
Давление насыщения газом, МПа	3	3	2,80-6,10	5,60
Газосодержание, м3/м3	3	3	21,6-32,5	27,9
Объемный коэфффициент при однократном разгазировании, доли ед.	3	3	1,053-1,08	107
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	-	-	-
Р1 = 0.23 МПа	Т1 = 160С	-	-	-	-
Р2 = 0.13 МПа	Т2 = 160С	-	-	-	-
Р3 = 0.10 МПа	Т3 = 160С	-	-	-	-
Р4 = 0.10 МПа	Т4 = 350С	-	-	-	-
Суммарный газовый фактор, м3/т	3	3	-	24,8
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	3	3	-	1,057
Плотность, кг/м3	3	3	851-871	859
Вязкость, мПа*с	3	34	7,8- 15	10,83
Температура насыщения парафином, 0С	-	-	-	-
Пластовая температура, 0С	-	-	-	-

Таблица 1.4