Геологическая часть (стр. 3 )

В пределах пласта Дф выявлена одна залежь нефти. Часть залежи находится за пределами лицензионного участка ОРБ 01994 НЭ.

В пределах залежи пробурены две поисковые скважины 314 и 317 и четыре эксплуатационные скважины 1, 2, 3 и 8.

Продуктивность данной залежи доказана опробованием скважины 314 (удл. 1,0) в открытом стволе с помощью ИПТ. Из интервала 2194,0-2210,.0 м (абс. отм. – 1980,7-1996,7 м) за 80 мин. стояния на притоке и депрессии 16,94 МПа поднято 0,55 м3 нефти с глинистым раствором. По данным ГИС коллектор нефтенасыщен до абс. отм. – 1991,5 м, с абс. отм. – 1997,5 м – водонасыщен.

Испытание в скважине 317 (удл. 0,6) проведено как в открытом стволе, так и в эксплуатационной колонне. В открытом стволе с помощью ИПТ из интервала 2205,0 2235,0 м (абс. отм. – 1978,2-2008,2 м) за 18 мин. стояния на притоке и депрессии 19,2 МПа поднято 4,0 м3 нефти с газом. При испытании в колонне из интервала перфорации 2210,0-2228,0 м (абс. отм. – 1983,2-2001,2 м) получен приток нефти с водой: нефти 49,4 м3/сут и воды 13,6 м3/сут в ИПУ 430-10 м. По данным ГИС коллектор нефтенасыщен до абс. отм. – 1997,0 м, с абс. отм. – 2000,0 м – водонасыщен.

В скважине № 2 (удл. 26.3) при свабировании из интервала 2215.0-2239.0 м (абс. отм. - 1967.5-1991.5 м) получен приток нефти (50-60 %) и газа. По данным ГИС коллектор полностью нефтенасыщен. Подошва нефтенасыщенного коллектора отмечается на абс. отм. - 1996.3 м.

ВНК залежи принят по кровле воды в скважине 314 на абс. отм. – 1997,5 м. Данные ГИС и результаты опробования продуктивного пласта Т1 в скважинах 2 и 317 не противоречат принятому ВНК.

Залежь неполнопластовая, субширотного направления. Ее размеры составляют 1,40 – 2,50 х 4,38 км, высота залежи достигает 17,3 м. Абсолютные отметки залегания кровли коллектора продуктивного пласта в пределах залежи варьируют от – 1980,2 м (глубина 2207,4 м) до – 1987,3 м (глубина 2200,6 м), подошвы – от – 1996,3 м (глубина 2243,8 м) до – 2009,2 м (глубина 2236,4 м).

Общая толщина по всем скважинам, вскрывшим пласт Дф, составляет в среднем 31,4 м, эффективная – 6,6 м, доля коллектора – 0,21, среднее значение расчлененности равно 6,0.

Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 2,8 м (скв. 314) до 8,0 м (скв. 317), в среднем составляя 5,0 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина залежи – 2,9 м.

Коэффициент эффективной толщины в среднем по залежи составляет 0,21, изменяясь от 0,13 (скв. 3) до 0.32 (скв. 317). Среднее по залежи значение коэффициента расчлененности составляет 6,0.

Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов пласта Дф определялись по данным лабораторных исследований образцов керна, по результатам интерпретации геофизических и гидродинамических исследований скважин.

При расчете средневзвешенных по эффективной нефтенасыщенной толщине величин пористости и проницаемости учитывались их граничные значения, равные, соответственно, 4,5 % и 0,1∙10-3 мкм2.

Керн из отложений пласта Дф отобран и изучен на пористость, проницаемость и водоудерживающую способность в скважинах 8, 310, 316, 317 и 322. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована исследованиями керна в скважинах 8 и 317. В скважинах 310, 316 и 322 изучена водонасыщенная часть пласта, однако ни у одного из образцов величина пористости, превышающая граничное значение, не отмечена. Вероятнее всего, в процессе бурения сохранились лишь более плотные, непроницаемые разности известняков, а их пористые разности разрушились.

Таким образом, пласт Дф охарактеризован 15 образцами керна, отобранными из нефтенасыщенной части разреза скважин 8 и 317. При расчетах учтено 15 определений пористости и 15 определений проницаемости. Средневзвешенное значение пористости для нефтенасыщенной части пласта составляет 0,098, проницаемости – 90,0∙10-3 мкм2.

По данным ГИС средневзвешенное значение коэффициента пористости составляет 0,07, коэффициента нефтенасыщенности – 0,89, проницаемости – 15,1∙10-3 мкм2.

По результатам ГДИ среднее значение проницаемости составляет 82,9∙10-3 мкм2.

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Пласт Дф

Нефть данной залежи охарактеризована тремя глубинными и семью поверхностными пробами, отобранными из скважин 314 и 317. Результаты исследований отобранной в 2009 году. рекомбинированной пробы нефти из скважины 317 не использовались в представленном пересчете запасов, так как к моменту взятия пробы (24.05.2009) данная скважина уже отобрала 140 тыс. т нефти при обводненности продукции 59,8 %. Кроме того, плотность нефти в пластовых условиях, динамическая вязкость и ряд других параметров по вышеуказанной пробе оказалась гораздо ниже, чем по другим пробам.

Нефть залежи пласта Дф в поверхностных условиях имеет плотность 888,9-908,9 кг/м3 (в среднем 901,7 кг/м3). Динамическая вязкость 33,61-62,30 мПа*с (в среднем 46,90 мПа∙с), температура застывания нефти минус 11 0С, а начала кипения - 65 0С.

В пластовых условиях нефть имеет плотность 873,4-883,4 кг/м3 (в среднем 877,0 кг/м3), давление насыщения 4,71-5,54 МПа (в среднем 5,08 МПа). Пластовая температура 42 0С. Вязкость пластовой нефти 12,7-21,0 мПа∙с (в среднем 17,05 мПа∙с). По результатам однократного разгазирования объемный коэффициент равен 1,050-1,060 (в среднем 1,057), газовый фактор – 20,42-22,04 м3/м3 (21,05 м3/м3).

Из трех глубинных проб к среднему значению газового фактора 21,05 м3/м3 наиболее близкой оказалась проба со значением 20,7 м3/м3. По этой пробе для дальнейших расчетов был взят объемный коэффициент (1,060) и соответственно, пересчетный коэффициент (0,943).

Плотность нефти рассчитана как среднеарифметическое значение по результатам исследований проб нефти (888,9;902,2; 906,0; 901,0; 908,9; 902,0; 902,7; 904,5, 902,7; 901,2) и составила 902,0 кг/м3.

Газ, растворенный в нефти залежи, при однократном разгазирования имеет относительную плотность 1.197 и содержит компоненты (мольн. %): метан – 29,62, этан – 15,09, пропан – 17,89, бутаны – 12,31.

По товарной характеристике нефть пласта тяжелая – 901,7 кг/м3, высокосернистая (2,69 %), парафиновая (5,41 %), высокосмолистая (19,44 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С составляет в среднем 32,3 %. Согласно ГОСТ 912-66 нефть пласта Дф имеет шифр технологической классификации 3Т3П2.

Таблица 1.1

Компонентный состав разгазированной нефти, выделившегося при
сепарации рекомбинированной пробы газа, Барсуковского месторождения пласта Дф

Компоненты	Выделившийся газ	Разгазированная нефть	Рекомбинированная проба нефти
Массовое содержа- ние, %	Мольное содержа-ние, %	Массовое содержа-ние, %	Мольное содержа-ние, %	Массовое содержа-ние, %	Мольное содержа-ние, %
Сероводород	4,65	5,21	0,04	0,37	0,30	1,90
Углекислый газ	0,90	0,79	следы	0,02	0,05	0,26
Азот + редкие	5,72	7,88	0,00	0,00	0,32	2,46
Метан	10,50	25,24	следы	0,07	0,60	7,96
Этан	13,05	16,63	0,07	0,65	0,80	5,68
Пропан	24,64	21,19	0,56	3,75	1,93	9,30
Изобутан	7,41	4,78	0,19	0,97	0,60	2,20
Н-бутан	14,22	9,15	0,82	4,11	1,58	5,76
Изопентан	7,21	3,65	0,65	2,66	1,03	3,02
Н-пентан	6,08	3,07	0,77	3,12	1,07	3,15
Гексаны	3,72	1,69	1,73	5,94	1,84	4,59
Гептаны	1,67	0,64	2,55	7,50	2,50	5,33
Октаны	0,23	0,08	2,04	5,24	1,94	3,60
Остаток (С9+)	0,00	0,00	90,58	65,60	85,44	44,79
Всего	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00
Относительная плотность газа (по воздуху)	1,333	-	-
Молекулярная масса остатка (расчетная)	-	405	-
Молекулярная масса	38	293	212

Таблица 1.2

Компонентный состав разгазированной нефти, выделившегося при сепарации рекомбинированной пробы газа, Барсуковского месторождения пластов Т1+Дф (скв. 8)

Компоненты	Выделившийся газ	Разгазированная нефть	Рекомбинированная проба нефти
Массовое содержа - ние, %	Мольное содержа - ние, %	Массовое содержа - ние, %	Мольное содержа - ние, %	Массовое содержа - ние, %	Мольное содержа - ние, %
Сероводород	2.87	3.17	0.03	0.21	0.14	0.88
Углекислый газ	0.57	0.49	следы	следы	0.02	0.11
Азот + редкие	11.20	15.18	0.00	0.00	0.46	3.42
Метан	9.31	22.00	следы	0.06	0.38	5.00
Этан	14.56	18.25	0.08	0.69	0.67	4.67
Пропан	21.72	18.37	0.49	2.91	1.36	6.45
Изобутан	7.52	4.76	0.18	0.82	0.48	1.74
Н-бутан	15.11	9.56	0.81	3.62	1.39	5.02
Изопентан	6.92	3.44	0.66	2.40	0.92	2.67
Н-пентан	5.93	2.95	0.81	2.91	1.02	2.95
Гексаны	2.74	1.22	1.30	3.95	1.36	3.32
Гептаны	1.32	0.53	1.79	4.85	1.77	3.86
Октаны	0.23	0.08	1.79	4.33	1.72	3.36
Остаток (С9+)	0.00	0.00	92.06	73.25	88.31	56.55
Всего	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00	100.00
Относительная плотность газа (по воздуху)	1,311	-	-
Молекулярная масса остатка (расчетная)	-	327	-
Молекулярная масса	37	260	209

1.7 Коллекторские свойства пласта

Продуктивный пласт Дф связан с отложениями среднефаменского подъяруса. Расположен он в верхней части подъяруса и сложен известняками серыми, кристаллическими и мелкокристаллическими, в различной степени пористыми и кавернозными, с слабыми выпотами нефти. Коллекторами для нефти являются пористые и кавернозно-пористые разности известняков.