Геологическая часть (стр. 2 )

Общие толщины пласта Б2 изменяются от 0,8 до 14,3 м, в среднем составляя 4,7 м – эффективные  нефтенасыщенные – от 0,8 до 10,0 м, среднее значение составляет  3,3 м.

Пласт Б2 состоит из 1 - 8 проницаемых прослоев. Покрышкой для залежей служит пачка плотных непроницаемых известняков и аргиллитов тульского горизонта толщиной от 12 м  до 40 м. Подстилается пласт плотной пачкой, представленной глинами и аргиллитами. Тип коллектора - терригенный поровый.

В бобриковских отложениях установлены четыре залежи нефти, приуроченные к Южному (район скв.64), Западному (район скв.57), Северному (район скв.62) и Восточному (район скв.63) куполам. Все четыре залежи пласта Б2 относятся к пластовым сводовым.

Нефтяная залежь пласта Б2 Южного купола  (район скв.64). Залежь  вскрыта девятью скважинами. Средняя глубина залегания пласта – 1970 м. Размеры залежи - 2,75 × 1,5 км, высота 20,1 м.

Положение водонефтяного контакта по залежи в районе скв.64 было утверждено на абсолютной отметке  -1761,3 м.

В пределах контура нефтеносности эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2,2 м, до 5,5 м, в среднем - 3,4 м, средневзвешенное значение – 2,8 м.

Пласт Б2 представлен чередованием плотных и проницаемых прослоев. Количество проницаемых пропластков колеблется от 1 до 3, расчленненость - 2,1; коэффициент песчанистости изменяется от 1 до 0,6 доли ед., среднее значение -  0,78 д. ед.

Проницаемые прослои имеют толщину от 0,5 м до 3,5 м, подавляющее большинство - превышает 1 м. Толщина плотных перемычек варьирует в пределах  0,6 - 1,3 м.

Нефтяная залежь пласта Б2, Западного купола  (район скв.57). Залежь  вскрыта 23 скважинами. Продуктивный пласт в пределах этой залежи залегает на глубине в среднем 1924 м. Размеры залежи составляют 3,6 × 1,0 км, высота -  17,6 м.

ВНК залежи в районе скв.57 принят на абсолютной отметке -1753,0 м - по данным ГИС и результатам опробования скв.501, 503.

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 10 м, в среднем составляет 3,9 м, средневзвешенная толщина – 3,5 м. Расчлененность пласта составляет 2,3, коэффициент песчанистости - 0,75 доли ед. Количество проницаемых прослоев насчитывается от 1 до 4, преобладающая часть скважин имеет 2 - 3 пропластка. Толщина проницаемых прослоев изменяется от 0,4-0,6 до 5 м, разделяющие их плотные перемычки составляют 0,4-2,8 м.

Нефтяная залежь пласта Б2, Северного купола  (район скв.62). В контуре нефтеносности расположены две скважины (62, 518).

Поднятие вытянуто с запада на восток. Размеры залежи составляют 0,95 × 0,45 км, высота – 3,7 м. Средняя глубина залегания кровли пласта - 1915 м. Залежь контролируется водонефтяным контактом, принятым  на отметке -1751,0 м - по данным ГИС и испытания скв.62 .

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,0 м, до 2,2 м, составляя в среднем 1,6 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,9 доли ед., расчлененность – 1,5.

Нефтяная залежь пласта Б2, Восточного  купола (район скв.63). Залежь вскрыта 9 скважинами. Поднятие представляет собой небольшую узкую антиклинальную складку, вытянутую с юго-запада на северо-восток. Размеры залежи составляют 2,4 × 0,95 км, высота – 14,9 м. Средняя глубина залегания кровли продуктивного пласта Б2 – 1911 м.

ВНК залежи принят по данным бурения и результатам опробования в скв.63, 516  на абсолютной отметке -1762,0 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 м (скв.60, 514, 548) до 6,6 м (скв.513), средневзвешенное значение − 2,2 м. Расчлененность пласта невысокая, в среднем по залежи составляет 2,3. Количество проницаемых прослоев в большинстве скважин насчитывается от 1 до 3, максимальное число – 8 (скв.513).  Толщина коллекторов изменяется от 0,4 м до 2,2 м, большинство их не превышает 0,8 м. Толщина разделяющих их плотных перемычек колеблется от 0,4 м до 4,8 м. Коэффициент песчанистости в среднем по залежи составляет 0,79 доли ед.

Залежи нефти турнейской залежи В1

Продуктивный пласт В1 залегает в кровле турнейского яруса, коллектора представлены пористыми органогенными известняками. Покрышкой для залежей служит глинисто-алевролитовая пачка бобриковского возраста, которая довольно выдержана по площади и по толщине – 12 - 42 м.  В большинстве скважин над коллектором отмечается прослой одновозрастного, плотного известняка, толщина которого колеблется от 0,4 м до 1,2 м  турнейских отложениях установлены четыре залежи нефти, приуроченные к Южному (район скв.64), Западному (район скв.57), Северному (район скв.62) и Восточному (район скв.63) куполам. Тип залежей - массивный, коллектор − карбонатный поровый.

Нефтяная залежь пласта В1 Южного купола (район скв.64) Залежь вскрыта восьмью скважинами. Кровля пласта В1 находится на глубинах от 1967,2 м до 2000,2 м. Средняя глубина залегания пласта В1 в пределах данной залежи - 1985 м. Размеры залежи 1 × 2,2 км, высота 12,8 м.

Положение водонефтяного контакта установлено на абсолютной отметке -1774,0 м - по данным испытания и материалам промысловой геофизики в скв.64, 531. Продуктивный пласт представлен частым чередованием проницаемых и плотных пропластков. В пределах нефтяной части проницаемые прослои имеют толщину от 6,4 м до 0,2 - 0,4 м, плотные перемычки - от 5,6 м до 0,4 м. Общая толщина продуктивной части пласта по скважинам изменяется от 4,4 м до 9,7 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина − 7,0 м, средневзвешенная по  площади – 5,5 м, расчлененность − 6, коэффициент эффективной толщины - 0,65 доли ед.

Нефтяная залежь пласта В1 Северного  купола (район скв.62). Залежь вскрыта тремя скважинами (62, 518, 554). Средняя глубина залегания пласта 1932 м. Размеры залежи составляют 0,5 км × 1,6 км, высота 10,9 м.

Залежь контролируется водонефтяным контактом, принятым на отметке -1774 м - по данным ГИС и результатам испытания скв.62, в которой  продуктивная часть пласта по данным ГИС вскрыта в интервале 1935,2-1943,4 (-1765,8-1774,0) м.

Нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 6,2 м  до 8,2 м, составляя в среднем 7,1 м, средневзвешенная по залежи – 4,4 м. Наибольшие толщины наблюдаются в центральной части залежи. Расчлененность пласта в пределах продуктивной части – 6,0. Коэффициент эффективной толщины составляет 0,67 доли ед.

Нефтенасыщенность изменяется от 0,73 до 0,90 доли ед., в среднем по залежи составляет 0,80 доли ед.

По результатам ГИС построены  схематические геологические профили продуктивных отложений нижнего карбона район скв. №64 и скв №57, и  район скв. №63 и скв №62,

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Продуктивные  пласты-коллекторы Березовского месторождения приурочены к терригенным отложениям бобриковского горизонта и карбонатным отложениям турнейского яруса нижнего карбона [1].

Характеристика физических и химических свойств пластовой и разгазированной нефти и попутного газа продуктивных пластов Б2 и В1 приведена по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных лабораториями ЦНИПР НГДУ «Бугурусланнефть» и института «Гипровостокнефть».

Пласт Б2. Свойства нефти охарактеризованы по восьми  глубинным пробам из скв.57, 503, 505 Западного, скв.63 Восточного и скв.64 и 565 Южного куполов, также по десяти поверхностным пробам из скв.62 Северного, скв.57, 503 Западного, скв.63 Восточного и скв. 535, 565 Южного куполов.

Нефть на Южном куполе (район скв.64) в пластовых услових имеет плотность 0,8521 г/см3, вязкость – 8,98 мПа·с, давление насыщения – 3,51 МПа, газосодержание – 17,4 м3/т. В поверхностных условиях плотность 0,8779 г/см3,  вязкость при  20 °С – 29,3 мм2/с, содержание серы – 2,77 %, парафина -14,94 %, выход легких фракций при 300 °С – 38%.

Нефть на Западном куполе (район скв.57) плотность нефти в пластовых условиях в среднем составила 0,8479 г/см3, вязкость - 7,02 мПа·с, давление насыщения – 4,1 МПа, газосодержание – 24,1 м3/т. В поверхностных условиях плотность - 0,8779 г/см3, вязкость при 20 °С – 30,2 мПа·с, содержание серы – 2,7 %, парафина -6,76 %, выход легких фракций при 300 °С – 30,5 %.

Нефть на Северном куполе (район скв.62)  в поверхностных условиях имеет плотность - 0,9024 г/см3, вязкость при 20 °С – 52,89 мПа·с, содержание серы –  2,83 %, парафина -5,5 %, выход легких фракций при 300 °С – 33  %.

Нефть на Восточном куполе (район скв.63)  в пластовых условиях имеет плотность в среднем 0,8633 г/см3, вязкость 13,72 мПа·с, давление насыщения – 4,67 МПа, газосодержание – 17,4 м3/т. Плотность нефти в поверхностных условиях составляет в среднем 0,9259 г/см3, содержание серы – 4,34  %, парафина – 6,03 %, выход легких фракций при 300 °С – 29,3 %.

По своим свойствам нефть всех четырех залежей пласта Б2 относится к легким по плотности в пластовых условиях, маловязким, высокосернистым и высокопарафиновым.

Состав растворенного газа, выделившегося при однократном разгазировании пластовой нефти, по данным исследований института «Гипровостокнефть» (скв.57 Западного купола) содержит: метана – 20,57 %, этана – 24,39 %, пропана – 25,09 %. Сероводород, азот и углекислый газ содержатся в количествах, соответственно: 5,2 %, 11,91 % и 0,49 %. Плотность газа по воздуху равна - 1,216, абсолютная – 1,465 кг/м3.

В составе попутного газа пласта Б2 Березовского месторождения, выделившегося при ступенчатой сепарации в рабочих условиях содержит: метана, этана и пропана, соответственно, 21,85 %; 26,86 % и 24,41 %, сероводорода в количестве 4,68 % объемных, углекислого газа – 0,51 %, азота – 12,28 %. Плотность газа по воздуху равна 1,163, абсолютная –1,401 кг/м3.

Пласт В1. Нефть пласта  В1 на Южном куполе (район скв.64)  в пластовых условиях имеет плотность 0,8463 г/см3, вязкость – 6,96 мПа·с, давление насыщения – 4,04 МПа, газосодержание – 25,6 м3/т. В поверхностных условиях плотность нефти - 0,8797 г/см3, вязкость при 20 °С –  31,22 мм/с, содержание серы - 2,9 %, парафина – 6,24 %, содержание легких фракций при 300 °С – 38,6% .