Геологическая часть (стр. 2 )

Характеристика бобриковско-турнейских нефтяных залежей  Березовского месторождения приведена в таблице 1.1. Сравнение фильтрационно-емкостных свойств бобриковско-турнейских отложений Березовского месторождения по данным ГИС, ГДИ и изучения керна представлено в таблице 1.2.

Таблица 1.1

Характеристика бобриковско-турнейских нефтяных залежей

Залежь поднятие	Литологическийсоставпородколлект.	Глубина, м	Абс. отм. залеган. пласта, м	Этажнефтеносности, м	Размеры, км	Колебаниянефтенас. толщин, мот –досредневзв.	К-воскв. в контуре	Тип залежи
длина	ширина
Всводе	Принятой  подошвы
Бобриковский горизонт
Северный купол (р-н скв. №62)	песчано-алевролитовый	1915,0	-1748,6	-1751,0	2,4	0,95	0,45	1,0-2,0 1,6	2	пластово - сводовый
Западный купол (р-н скв. №57)	песчано-алевролитовый	1924,0	-1747,4	-1753,0	5,6	3,6	1,0	1,6-10,0 3,9	23	пластово - сводовый
Южный купол (р-н скв. №64)	песчано-алевролитовый	1970,0	-1759,1	-1761,3	2,2	2,75	1,5	2,2-5,5 3,4	10	пластово - сводовый
Восточный купол (р-н скв. №63)	песчано-алевролитовый	1911,0	-1760,7	-1762,0	1,3	2,4	0,95	0,8-6,6 3,3	9	пластово - сводовый
Турнейский ярус
Северный купол (р-н скв. №62)	известняки	1932,0	-1766,8	-1774,0	7,2	0,5	1,6	6,2-8,2 7,1	3	массивный
Западный купол (р-н скв. №57)	известняки	1941,0	-1768,2	-1770,0	1,8	3,5	0,65	0,6-15,7 8,3	25	массивный
Южный купол (р-н скв. №64)	известняки	1985,0	-1768,4	-1774,0	5,6	1,0	2,2	4,4-11,4 7,0	9	массивный
Восточный купол (р-н скв. №63)	известняки	1928,0	-1779,7	-1782,0	2,3	1,0	2,2	0,6-15,7 7,7	10	массивный

Таблица 1.2

Сравнение фильтрационно-емкостных свойств бобриковско-турнейских отложений Березовского месторождения по данным ГИС, ГДИ и изучения керна

Метод определения	Наименование	Проницаемость, мкм2	Пористость, д. ед.	Начальная нефтенасыщенность, д. ед.	Насыщен. связ. водой, д. ед.
Бобриковскийгоризонт
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	3	3	не опр.	не опр.
Кол-во определений	14	14	не опр.	не опр.
Среднее значение	0,282	0,177	не опр.	не опр.
Интервал зменения	0,0044-1,021	0,133-0,218	не опр.	не опр.
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	24	24	38	38
Кол-во определений	74	74	97	97
Среднее значение	0,266	0,183	0,850	0,249
Интервал изменения	0,08-0,446	0,129-0,239	0,717-0,863	0,283-0,201
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт.	1	не опр.	не опр.	не опр.
Кол-во определений	1	не опр.	не опр.	не опр.
Среднее значение	0,022	не опр.	не опр.	не опр.
Интервал изменения	0,004-0,374	не опр.	не опр.	не опр.
Значения параметров, принятыкдля прогнозирования основных технологичесикх показателей разработки	0,496	0,18	0,85	-
Турнейский ярус
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	7	7	7	7
Кол-во определений	107	119	19	19
Среднее значение	0,149	0,124	0,843	0,157
Интервал изменения	0,0002-0,413	0,036-0,234	0,795-0,863	0,137-0,205
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	не опр.	28	39	39
Кол-во определений	не опр.	193	233	233
Среднее значение	не опр.	0,12	0,88	0,27
Интервал изменения	не опр.	0,091-0,182	0,499-0,901	0,501-0,099
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт.	2	не опр.	не опр.	не опр.
Кол-во определений	4	не опр.	не опр.	не опр.
Среднее значение	0,05	не опр.	не опр.	не опр.
Интервал изменения	0,016-0,105	не опр.	не опр.	не опр.
Значения параметров, принятыкдля прогнозирования основных технологичесикх показателей разработки	0,083	0,12	0,89	-

1.5 Свойства и состав пластовых флюидов

Результаты исследований глубинных и поверхностных проб нефти по продуктивным пластам Б2 и В1 приведены в таблице 1.3 и 1.4. Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также растворенного газа при однократном и дифференциальном разгазировании нефти по пластам Б2 и В1 приведен в таблице 1.5. Химический состав и физические свойства пластовых вод приведен в таблице 1.6.

Таблица 1.3

Свойства пластовой нефти продуктивных отложений

Наименование параметра	диапазон	средние значения
min	max
Бобриковский  горизонт
Пластовое давление, МПа	18,3	19,8	18,7
Пластовая температура, °С	35	35	35
Давление насыщения, МПа	3,51	4,67	4,01
Газосодержание, м3/т	15,3	21,3	19,0
Газовый фактор при дифференциальномразгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1= МПа;  t1=...°С	--	--	не опр.
Р2= МПа;  t2=...°С	--	--	не опр.
Р3= МПа;  t3=...°С	--	--	не опр.
Р4= МПа;  t4=...°С	--	--	не опр.
Плотность в условиях пласта, кг/м3	--	--	0,8521
Вязкость в условиях пласта, мПа·с	6,51	8,76	7,6
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4	--	--	не опр.
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20°C:	--	--	не опр.
- при однократном (стандартном) разгазировании	--	--
- при дифференциальном разгазировании	--	--	не опр.
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20°С:
- при однократном (стандартном) разгазировании	--	--	не опр.
- при дифференциальном разгазировании	870,3	886,6	874,2
Турнейский ярус
Пластовое давление, МПа	19,1	20,0	19,3
Пластовая температура, °С	36	36	36
Давление насыщения, МПа	4,04	4,83	4,39
Газосодержание, м3/т	18,3	25,2	23,2
Газовый фактор при дифференциальномразгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1= МПа;  t1=...°С	--	--	не опр.
Р2= МПа;  t2=...°С	--	--	не опр.
Р3= МПа;  t3=...°С	--	--	не опр.
Р4= МПа;  t4=...°С	--	--	не опр.
Плотность в условиях пласта, кг/м3	--	--	не опр.
Вязкость в условиях пласта, мПа·с	--	--	не опр.
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4	--	--	не опр.
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20°C:
- при однократном (стандартном) разгазировании	--	--	не опр.
- при дифференциальном разгазировании	--	--	не опр.
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20°С:
- при однократном (стандартном) разгазировании	не опр.	не опр.	не опр.
- при дифференциальном разгазировании	866,1	884,6	870,6

Таблица 1.4