Геологическая часть (стр. 5 )

Газ классифицируется с учетом количественного содержания наиболее важных компонентов как малометановый, сухой, низкоуглекислый, низкоазотистый, безсернистый.

Газовые факторы на всех режимах были близки к газонасыщенности, достигали нескольких кубометров газа на одну тонну нефти, для залежи пласта БII/– 13,5 м3/т, и для залежи пласта Т1– 25,3 м3/т, определенной по глубинным пробам пластовой нефти. Газовый фактор остается постоянным до тех пор, пока давление не станет ниже давления насыщения.

В настоящей работе под термином «газосодержание» нефти понимается объем нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании пластовой нефти до атмосферного давления при температуре 20,0˚С, пересчитанный на одну тонну нефти, разгазированной при этих условиях.

Под термином «газовый фактор» понимается газовый фактор, расчитанный в соответствии с «Инструкцией по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого с нефтью из недр», при дифференциальном разгазировании (ступенчатой сепарации) пластовой нефти в рабочих условиях, существующих на месторождении (РД 39-0147035-225-88).

Отбор проб газа сепарации, а также лабораторные исследования проводилось в соответствии с инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин.

Характеристика пластовых вод

Специальных гидрогеологических исследований на площади Каменского месторождения не проводилось. В связи с этим характеристика гидрогеологических условий района месторождения приводится по данным, полученным при бурении поисково-разведочных скважин, как на самом месторождении, так и на близлежащих площадях, с использованием материалов геологической съемки и структурного бурения.

На площади месторождения наиболее древними отложениями, вскрытыми поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами, оказались турнейские. Поэтому в подсолевом этаже изученными оказались воды турнейского яруса (франско-турнейский комплекс) и бобриковского горизонта.

Пластовые воды изучались по данным исследований глубинных и поверхностных проб, проведенных в лабораториях Научного управления ЦНИПРе НГДУ «Бугурусланнефть». В процессе поисково-разведочного бурения на Каменском месторождении продуктивные и возможно продуктивные пласты опробовались как в открытом стволе (ИПТ), так и после бурения – в эксплуатационной колонне. Всего на месторождении было выполнено 17 опробований (в эксплуатационной колонне 11 в 5 скважинах, ИПТ – 6 в 4 скважинах):

из них по 8 объектам получена нефть, по 3 – нефть + пластовая вода, по 2 – пластовая вода, по 1 – пластовая вода с пленкой нефти, по 1 – глинистый раствор с пленкой нефти, по 2 – притока не получено.

Ниже в таблице 1.4 приводятся сведения о количестве опробований по скважинам и горизонтам, в которых были получены притоки пластовой воды.

Таблица 1.4

Количество опробований водоносных комплексов по скважинам и горизонтам

Стратиграфический горизонт	Вид опробования
в эксплуатационной колонне	в открытом стволе (ИПТ)
турнейский ярус	69 (2), 362	70
бобриковский горизонт	69	-

Методика гидрогеологических исследований заключалась в определении дебитов, динамических уровней после неоднократного компрессирования, статических уровней при достижении постоянной минерализации пластовых вод по стволу скважины, а также в определении пластовых давлений и температуры. Определялись Na++K+, Ca2+, Mg2+, Cl-, SO42-, HCO3-, а также Br, I, B.

Воды турнейского яруса, судя по имеющимся данным, охарактеризованы в физико-химическом отношении по результатам анализа единичной глубинной пробы из скв. № 69. Их удельный вес 1,169-1,170 г/см3, обладают повышенной минерализацией 276,28-322,4 г/л и метаморфизацией. В целом воды рассматриваемого объекта по классификации относятся к хлор-кальциевому типу вод. Из микрокомпонентов определены только бром (275 мг/л) и бор (30 мг/л).

Физико-химический состав воды бобриковского водоносного комплекса изучены в единственной скважине 69, имеют удельный вес 1,167 г/см3, минерализацию 261,71 г/л. По классификации воды относятся к хлор-кальциевому типу. В них содержание брома достигает -554 мг/л.

Особенностью является то, что вскрытые водоносные горизонты с пластовыми водами залежей характеризуются, высокоминерализованными хлоркальциевыми рассолами с минерализацией более 250 г/л, с высокой плотностью до 1,170 г/см3 и с повышенным содержанием брома.

По химическому составу пластовая вода относится к III классу по классификации Пальмера и к хлоркальциевому типу по . Для пластовых вод Каменского месторождении характерны общие черты, присущие соседним площадям: увеличение минерализации и плотности с глубиной, постепенный переход от пресных до хлоридно-кальциевых, насыщенных рассолов.

Водорастворенный газ в скважинах метановый, коэффициент газонасыщения – 0,17.

Изученные водоносные горизонты не имеют промышленной ценности, и не могут служить источником минерального сырья, т. к. кондиционных концентраций должны достигать все содержащиеся в водах микроэлементы, а не отдельные, как это имеет место на Каменском месторождении.

Для достоверного прогноза изменчивости микрокомпонентного состава попутных вод в процессе эксплуатации Каменского месторождения рекомендуется в процессе его разработки организовать технологический мониторинг попутных вод.

1.7 Коллекторские свойства пластов

Особенности строения коллекторов продуктивных пластов Каменского месторождения, их свойства и физико-гидродинамическая характеристика изучались по данным керна, по геофизическам и гидродинамическим исследованиям скважин.

Анализ кернового материала продуктивных пластов и наиболее представительные данные пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, определены лабораторными методами, по стандартным методикам в ЦНИПРе НГДУ «Бугурусланнефть».

На пористость и проницаемость было проанализировано 97 образца керна, в том числе из отложений бобриковского горизонта – 55, турнейского яруса – 42 образца.

По литологическим признакам изучаемые продуктивные пласты характеризуются наличием пород-коллекторов двух типов: терригенного (пласт БII/) и карбонатного (пласт Т1).

По особенностям емкостного пространства, породы являются поровыми (терригенные) и кавернозно-поровыми с признаками трещиноватости (карбонатные). Емкость каверн и трещин дополняет собой емкость, образованную порами. Ниже приводится характеристика физико-гидродинамических особенностей продуктивных пластов.

Пласт Т1

Для определения коллекторских свойств турнейского пласта проводились лабораторные исследования керна по двадцати кондиционным образцам, отобранным из коллекторской части пласта. Отбор керна производился в 7 скважинах, расположенных равномерно по всей площади. По данным керна нефтяная залежь пласта Т1 изучена 32 определениями пористости, 20 – проницаемости. Коэффициент пористости (Кп) нефтенасыщенной части пласта колеблется от 7,4% до 18,1%, составляя в среднем 12,0% средневзвешенное значение 13%, проницаемости – от 0,05 до 0,361, при среднем значении 0,154 мкм2.

По материалам ГИС значение пористости (54 определения) изменяется от 8,0% до 15,4%, составляя в среднем 11,3%. Средневзвешенное значение пористости составляет 12,8 %.

В рамках ОПЗ (2011) средневзвешенное значение пористости было пересчитано с учетом результатов интерпретации по скважине № 000 бс и не изменилось..

По материалам ГИС, представленным в последнем  подсчете запасов значение нефтенасыщенности (15 определениий) изменяется от 0,75 до 0,92 д. ед., составляя в среднем 0,918 д. ед. Средневзвешенное значение нефтенасыщенности равно 0,85 д. ед.,

Для определения коэффициента нефтенасыщенности (Кн) в подсчете запасов 2006 года по пласту Т1 турнейского яруса использовались обобщенные петрофизические зависимости Рп=f(Кп) и Рн=f(Кв) по Куйбышевской и Оренбургской областям. В настоящей работе Кн турнейской залежи рассчитан по зависимости из работы «Альбом по петрофизике по Оренбургскому региону» (ВНИГНИ) для Северо-Кинельского нефтегазоносного района Оренбургской области (Саврушинское, Новокудринское месторождения).

С учетом результатов интерпретации по скважине № 000 бс для пласта Т1 выполнен по всем продуктивным скважинам пересчет Кн и его средневзвешенное значение составило 90,9%; при этом принятые ранее эффективные нефтенасыщенные толщины, коэффициенты пористости и сопротивления не пересматривались.

Для оценки запасов коэффициент пористости принят по данным ГИС равным 0,128, коэффициент нефтенасыщенности 0,909.

Фильтрационные характеристики пластов (проницаемость) определены по керновым данным и результатам гидродинамических исследований.

Проницаемость коллекторов по гидродинамическим исследованиям определялась по обработке материалов исследований скважин на установившихся режимах.

Таблица 1.5

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Каменского месторождения

Параметры	Пласты
Б2-1	Т1
Средняя глубина залегания, м	1647	1677
Тип залежи	пластовая сводовая, литологически экранированный	массивная
Тип коллектора	терригенный	карбонатный
Площадь нефтеносности, тыс. м2	1121	1595
Средняя общая толщина, м	2.96	17.5
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2.34	12.6
Коэффициент пористости, доли ед.	0,20	0,13
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0.91	0.85
Проницаемость, *10-3 мкм2	463	154
Коэффициент песчанистости, д. ед.	0.946	0.859
Расчлененность, ед.	1.2	6.5
Начальная пластовая температура, °С	33.5	35
Начальное пластовое давление, МПа	16.4	16.8
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	20.0	8.61
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа*с
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0.874	0.850
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0.909	0.872
Абсолютная отметка ВНК (УПУ), м	-1452.5	-1466.0
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1.045	1.055
Содержание серы в нефти, %	3.18	2.82
Содержание парафина в нефти, %	6.38	5.69
Давление насыщения нефти газом, МПа	3.7	6.57
Газосодержание нефти, м /т	13.5	25.3
Содержание сероводорода, %
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	1.38	1.34
Вязкость воды в поверхностных условиях, мПа*с
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м	1.167	1.170
Сжимаемость, 1/Мпа*10-4
нефти	0.375	0.715
воды	0.278	0.276
породы	1.089	1.195
Коэффициент продуктивности, т/сут /МПа	2.5	3.28
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0.673	0.621

Пласт БII/