Геологическая часть (стр. 3 )

Эффективная нефтенасыщенная толщина проницаемых прослоев изменяется в диапазоне 0,6-3,5 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина пласта варьирует от 0,9 м (скв. 21, 137, 143, 144) до 6,7 м (скв. 115), при среднем значении 2,2 м. Толщина плотных перемычек изменяется от 0,5 м до 8,2 м.

Восточный купол имеет вытянутую форму с севера на юг, залежь расположена в купольной части, её распространение на юго-восток ограничено литологическим замещением.

Особенностью бобриковских залежей является то, что в двух залежах (р-н скв. 143 и р-н скв. 17) коллектор встречается только в верхней части горизонта, в двух других - в верхней и средней частях.

Уровень УВНК залежи в районе скв. 115 Основного купола принят на отметке -1498,8 м (в отличие от ранее принятого -1493 м), как среднее расстояние между нижней подошвой нефтенасыщенного коллектора и кровлей воды по ГИС в скв. 22. В оперативном подсчете 1990 года пласт Б2 в скважине № 000 был отнесен к водонасыщенным. При переинтерпретации ГИС по методам сопротивления в пласте Б2 скв. 115 выделен нефтенасыщенный коллектор толщиной 6,7 м. В 2011 г. по данным С/О-каротажа в скв. 115 пласт охарактеризован как нефтенасыщенный. В дальнейшем это подтвердилось результатами опробования. Привлечение этих новых данных и привело к снижению УВНК.

По данным интерпретации геофизического материала пористость пропластков варьирует от 15,5 до 22,1 %, нефтенасыщенность – от 76,4 до 85,2 %. Максимальная нефтенасыщенная толщина пласта вскрыта в скв. 115 и составляет 6,7 м.

Залежь представляется как пластовая, сводовая, литологически экранированная с юго-востока. Размеры залежи 2,3Ч2,3-2,6 км, этаж нефтеносности – 24,3 м.

Контакт нефть-вода (УВНК) залежи в р-не скв. 125 Основного купола принимается на отметке -1494,3 м – посередине между подошвой нефти и кровлей воды по ГИС в скв. 21. Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически экранированная с севера и востока, ее размеры составляют 1,3Ч0,8 км, этаж нефтеносности – 14,3 м. Залежь вскрыта двумя скважинами (21 и 125). В пределах продуктивной части значение пористости пропластков изменяется от 17,8 до 19,0 %, нефтенасыщенности – от 81,0 до 81,9 %.

Залежь Основного купола в р-не скв. 17 представляется как пластовая, сводовая, литологически экранированная с севера. Размеры залежи 1,6Ч1,1 км, этаж нефтеносности – 15,5 м. В пределах залежи пробурены четыре скважины, вскрывшие чистонефтяную зону пласта. Уровень УВНК принимается на отметке -1499,1 м, как среднее расстояние между нижней подошвой нефтенасыщенного коллектора по ГИС в скв. 13 и кровлей воды в скв. 101. Значение пористости пропластков варьирует от 18,2 до 20,1 %, нефтенасыщенности – от 80,9 до 83,2 %. Максимальная нефтенасыщенная толщина пласта вскрыта в скв. 17 и составляет 2,3 м.

Еще одна залежь пласта Б2 расположена на восточной структуре (Восточный  купол). По данным интерпретации геофизического материала пористость пропластков изменяется в диапазоне 18,0-18,9 %, нефтенасыщенность – 80,6-81,8 %.

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Всего на Карповском месторождении было отобрано и исследовано 50 глубинных проб нефти из 26 скважин и 63 поверхностных пробы из 27 скважин.

Все исследования поверхностных проб нефти и проб газа Карповского месторождения проводились по методикам, предусмотренным государственными стандартами.

Исследования глубинных проб проводились, в основном, только при однократном (стандартном) разгазировании. Поэтому для подсчета запасов нефти и компонентов свойства и состав нефти и газа пласта Т1 принят на уровне утвержденных при подсчета запасво1968 года (протокол ГКЗ № 000 от 01.01.2001 г.), пласта Б2 – по аналогии с  одноименным пластом Западно-Степановского поднятия Западно-Степановского месторождения. 

Принятые для подсчета запасов и обоснования КИН характеристики нефти и газа приведены в таблицах 2.9 – 2.10Ошибка! Источник ссылки не найден..

Пласт Б2 бобриковского надгоризонта (по  пласту-аналогу)

По результатам исследований проб и расчетов плотность нефти в пластовых условиях изменяется в пределах 822-845 кг/м3, в поверхностных – 858-874 и в среднем составляет соответственно 830,2 и 866,1 кг/м3; принято при подсчете запасов и проектировании разработки значение 866 кг/м3.

Нефть недонасыщена газом: давление насыщения в среднем равно 5,5 МПа (от 4,6 до 5,79 МПа по пробам). Вязкость пластовой нефти 5,8 мПа·с (от 4,37 до 8,18 мПа·с). Газосодержание по пробам изменяется от 13,5 до 39,5 м3/т, для расчетов принято значение 28,9 м3/т (по диф. разгазированию 4-х проб 2008 г.). Объемный коэффициент равен 1,07 (от 1,05 до 1,09).

Нефть высокосернистая – содержание серы 2,19 % масс. (от 1,48 до 3,85); смолистая – смол силикагелевых от 6,35 до 17,43, в среднем 11,5 %; парафиновая 5,2 % (содержание изменяется в пределах 4,2-6,12 %). Выход фракций до 300 °С при разгонке – 45 % об. (интервал изменения 41-50 %).

Выделившийся при разгазировании газ – преимущественно углеводородного состава (85,8 % мол. при дифференциальном разгазировании): содержание метана составляет 21,3 % мол., этана – 23,5 %, пропана – 25,5 %, бутанов – 10,6 % мол. В газе содержится сероводород – до 2,5 % мол., азота – 11 %, углекислого газа – 0,74 %. Относительная плотность газа по воздуху – 1,147.

Пласт Т1 турнейского яруса (с учетом данных пласта-аналога)

Свойства нефти изучены по 9 глубинным и 14 поверхностным пробам.

Нефть в поверхностных условиях характеризуется плотностью от 0,8684 до 0,8908 г/см3, вязкостью от 19,1 до 38,55 мПа·с. Содержание серы в нефти изменяется от 2,28 до 2,55 %, смол в пределах 10,7 – 14,77%, парафинов - от 5,70 до 9,02%. Выход светлых фракций при 1500С – 11–16%, при 2000С – 15–24%, при 3000С – 40–46%, коэффициент светопоглощения изменяется в пределах 271 – 487 ед.

В пластовых условиях плотность нефти изменяется от 0,8398 до 0,8507 г/см3, вязкость – от 6,53 до 8,93 мПа·с. Газовый фактор составляет 23,35 – 36,03 м3/т, объемный коэффициент - 1,051 – 1,080. 

Таблица 1.1

Физико-химические свойства и состав разгазированной нефти

Месторождение, поднятие	Условия отбора	Продук-тивный пласт	Количество исследованных	Пластовое давление, МПа	Пластовая темпера-тура, °С	Давление насыще-ния, МПа	Газосодер-жание,  м3/т	Объемный коэф-фициент пластовой нефти, доли ед.	Плотность нефти в пласт. усл./ в станд. усл., кг/м3	Динамичес-кая вязкость, мПа·с
скважин	проб
Карповское	поверхн. пробы	Т1	27	63	-	-	-	-	-	-/874	-
Карповское	глубинные пробы	Т1	25	49	12,21	34,17	4,917	27,68	1,067	838/868	6,61
Карповское	поверхн. пробы	Б2	1	1	-	-	-	-	-	-/879	18,49
Карповское	рекомбинир.: станд. (ступ.)	Б2	1	1	16,87	34	5,01	27,3 (24,7)	1,008 (1,07)	847,5(-) / 878,5(875,2)	5,9
Зап.-Степановское, Зап.-Степановское	поверхн. пробы	Б2	6	13	-	-	-	-	-	-/863,1	-
глубинные пробы	Б2	4	9	17,5	32,4	5,5	28,9	1,07	830,2/866,1	5,8
Принятые значения	Б2	-	-	16,71	34	5,5	28,9	1,07	830/866	5,8

Продолжение табл.1.1

Месторождение, поднятие	Условия отбора	Продук-тивный пласт	Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа	Коэффициент растворимости газа и нефти, м3/(м3·МПа)	Температура застывания, °С	Температура начала кипения, °С	Содержание светлых фракций (объемные доли в %) до температуры, °С
НК	100	150	200	240	300
Карповское	поверхн. пробы	Т1	-	-	-11,17	-	64	5	13	22	313	43
глубинные пробы	Т1	-	0,489	-	-	-	-	-	-	-	-
поверхн. пробы	Б2	-	-	-24	-	64	6	14	22	313	40
рекомбинир.: станд. (ступ.)	Б2	11,0	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Зап.-Степановское, Зап.-Степановское	поверхн. пробы	Б2	-	-	-13,9	60	-	6,8	15,1	25,2	35	45,8
глубинные пробы	Б2	7,5	-	-23	50	-	7,5	16	24,5	32,8	42
Принятые значения	Б2	7,5	-	-16,6	56	-	6,9	15,3	25	34,5	45,1

Продолжение табл. 1.1