Геологическая часть (стр. 2 )

Верхнедевонский нефтегазоносный комплекс представлен терригенной частью франского яруса (DIIIf) толщиной около 50м.

Промышленная нефтеносность на Южно-Неприковском месторождении установлена в кунгурском ярусе, мячковском, подольском, каширском, верейском горизонтах московского яруса, башкирском ярусе среднего карбона, бобриковском и радаевском горизонтах визейского яруса нижнего карбона, бурегском и пашийском горизонтах верхнего девона.

Основным по запасам нефти является Южно-Неприковское поднятие. К нему приурочены и самые крупные залежи, выявленные на месторождении. Основным промышленным эксплуатационным объектом на этом поднятии является пласт А4 башкирского яруса.

Как уже отмечалось, в пределах Южно-Неприковского месторождения выделено 23 продуктивных пласта на 7 куполовидных поднятиях. Описание залежей нефти производится в следующем порядке: Южно-Неприковское поднятие и Ново-Страховский участок, Гребенное, Ново-Шиханское, Семиовражное, Барсуковское, Соловьевское, Долматовское. Каждое поднятие представляет собой совокупность самостоятельных залежей нефти с соответствующим ВНК. Исключением является Ново-Страховский участок Южно-Неприковского поднятия, который редко представляет собой самостоятельную залежь, чаще всего образует единую залежь с собственно Южно-Неприковским поднятием.

Таким образом, в пределах каждого продуктивного пласта выделено от одной до 4 залежей нефти. Всего на Южно-Неприковском месторождении выделено 45 залежей нефти, каждая из которых является самостоятельным подсчетным объектом.

Южно-Неприковское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания, достаточно больших размеров. С северо-востока к основному поднятию приурочен Ново-Страховский участок, который в большинстве случаев образуют единую залежь с основным поднятием.

Гребенное поднятие расположено к северо-востоку от основного Южно-Неприковского поднятия и представлено двумя куполами, условно обозначенными как северный и южный. Двух купольное строение Гребенного поднятия имеет унаследованный характер, поскольку такое строение поднятия отмечено по всему разрезу месторождения. Простирание Гребенного поднятия – субмеридиональное. Оба купола различны по размерам и форме. Северный купол представляет собой поднятие овальной формы, вытянутое по простиранию структуры. Южный купол – правильной округлой формы. Основная часть залежей приурочена к обоим куполам Гребенного поднятия и, как правило, имеет единый контур нефтеносности. Все скважины, пробуренные на этом поднятии, вскрыли северный купол. Структура и форма южного купола получена на основе структурной карты по опорному отражающему горизонту.

Ново-Шиханское поднятие расположено на востоке от собственно Южно-Неприковского поднятия. По структуре Ново-Шиханское поднятие правильной округлой формы. Высота поднятия не превышает 30 м.

Семиовражное поднятие расположено к юго-западу от Южно-Неприковского. По структуре Семиовражное поднятие небольших размеров, овальной формы, высота поднятия не превышает 10 м.

Долматовское поднятие расположено к юго-востоку от Ново-Шиханского. Состоит из двух самостоятельных куполов – северо-западного и юго-восточного.

Барсуковское поднятие расположено к юго-западу от собственно Южно-Неприковского поднятия. По структуре поднятие неправильной овальной формы, высотой не более 20 метров.

Соловьевское поднятие расположено к юго-востоку от Южно-Неприковского поднятия. По структуре поднятие сильно вытянуто с юго-востока на северо-запад. Высота поднятия не превышает 10 метров.

1.5 Нефтегазоводоносность

Каширский горизонт

А0'

В пределах пласта выделено 2 залежи нефти.

Южно-Неприковское поднятие и Ново-Страховский участок представляют собой единую залежь нефти. Залежь пластовая, брахиантиклинальной формы, субширотного простирания, с карбонатным типом коллектора. На Южно-Неприковском поднятии размеры залежи составляют 3,4 км в длину и 1,5 км в ширину, высота – 40 м. В пределах Ново-Страховского участка – 1,3х0,7 км, высота залежи 35 м. Более 60 % всей площади залежи приходится на водонефтяную зону. Продуктивный пласт неоднородный, сильно расчленен. Среднее количество проницаемых прослоев в разрезе – 5, реже – 6, за исключением некоторых скважин (70yu-n, 108yu-n, 408yu-n), где расчлененность достигает 8. Нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами в пределах залежи, изменяется от 0,6 м в скважине 364n-s до 18,1 м в скважине 812yu-n.

В пределах залежи испытано 10 скважин. Все скважины дали приток безводной нефти (максимальный дебит 239 т/сут в скважине 471yu-n) или жидкость с обводненностью не более 30 % (максимальный приток жидкости 16 м3/сут в скважине 367 yu-n). Положение ВНК уточнялось по результатам испытания разведочных скважин с учетом вновь пробуренных скважин на Ново-Страховском участке, а также с учетом дополнительно выделенных эффективных толщин в подошвенной части пласта.

Положение водонефтяного контакта принимается на а. о. -1475 м, что не противоречит результатам испытания скважин.

Гребенное поднятие. Нефтеносность поднятия в пределах изучаемого пласта приурочена к северному куполу. Залежь пластовая, овальной формы, субмеридионального направления с карбонатным типом коллектора. Размеры залежи незначительны и составляют 1,3х0,5 км, высота – 17 м. Залежь полностью подстилается водой и не имеет чисто-нефтяной зоны. Продуктивный пласт неоднородный, среднее количество проницаемых прослоев 3-4. Нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами в пределах залежи, изменяется от 1,1 м в скважине 603gr до 10,3 м в скважине 601gr. Испытание пласта проводилось в двух скважинах – 86gr и 87gr. В первой получен глинистый раствор с признаками нефти в объеме 0,2 м3, а во второй – пластовая вода. Поскольку испытание скважины не дало желаемых результатов, уточнение положения ВНК в залежи проводилось по материалам ГИС. Положение ВНК принимается на а. о. -1422 м.

Пласт А0

В пределах пласта выделено 2 залежи нефти.

Южно-Неприковское поднятие и Ново-Страховский участок представляют собой единую залежь нефти. Залежь пластовая, брахиантиклинальной формы субширотного простирания, с карбонатным типом коллектора. В пределах Южно-Неприковского поднятия размеры залежи составляют 3,5х1,7 км, высота – 54 м, в пределах Ново-Страховского участка размеры залежи составляют 1,2х0,8 км, высота – 46 м. Более 65 % площади залежи приходится на чисто-нефтяную зону. Продуктивный пласт неоднородный, сильно расчленен, в разрезе встречается от 3-х до 7-и проницаемых прослоев. Нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами в пределах залежи, изменяется от 1 м в скважине 134yu-n до 16 м в скважинах 812yu-n, 710yu-n. Испытание пласта проводилось в 13-и скважинах. Большая часть скважин дала безводный приток нефти. Положения ВНК принимается на а. о. -1509 м.

Гребенное поднятие. Залежь пластовая, брахиантиклинальной формы, с карбонатным типом коллектора, субмеридионального простирания, приурочена к обоим куполам Гребенного поднятия, которые оконтурены единым внешним контуром нефтеносности на а. о. -1465 м. Чисто-нефтяная зона залежи выделяется в пределах каждого купола и занимает площадь менее (50 %). Размеры залежи составляют – 3,1 км. в длину и 0,9 м в ширину. Высота залежи в пределах северного купола – 40 м, а южного – 20 м. Продуктивный пласт неоднородный, сильно расчленен, в разрезе скважин встречается от 3-х до 6-и проницаемых прослоев. Нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами в пределах залежи, изменяется от 0,6 м в скважине 511gr до 12 м в скважине 87gr.

Испытание пласта в пределах Гребенного поднятия проводилось в двух скважинах: 86gr, где получен глинистый раствор с нефтью и в скважине 88gr, где получен приток пластовой воды со следами нефти в объеме 1,9 м3. Положение ВНК принимается на а. о. -1465 м, что соответствует кровле водонасыщенного прослоя в скважинах 74gr и 511gr.

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Пласт А0′

Ново-Страховский участок, Южно-Неприковское, Гребенное поднятия

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 785,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,19 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 53,7 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,14 мПа⋅с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 822,0 кг/м3, газовый фактор 45,1 м3/т, объемный коэффициент 1,115, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностным пробам 6,55 мПа⋅с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,24 %), малосмолистая (4,60 %), парафинистая (5,69 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 50 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода  0,32 %, азота 13,12 %, метана 25,45 %, этана 21,09 %, пропана 24,87 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 39,82 %, гелия 0,036 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,202.

Пласт А0

Ново-Страховский участок, Южно-Неприковское, Гребенное поднятия

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти  787,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 5,89 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 53,0 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,10 мПа⋅с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 821,0 кг/м3, газовый фактор 44,9 м3/т, объемный коэффициент 1,109, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностным пробам 6,02 мПа⋅с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,01 %), смолистая (6,17 %), высокопарафинистая (6,38 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 52 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 0,10 %, азота 14,28 %, метана 24,87 %, этана 25,36 %, пропана 23,20 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 35,24 %, гелия 0,034 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,160.

Свойства пластовой нефти приведены в табл.1.1. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти приведена в таблицах 1.2. Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти представлены в таблице 1.3.