Геологическая часть (стр. 3 )

Продуктивный пласт Б2 расположен в верхней части бобриковского горизонта, в 1-2 м ниже его кровли, непосредственно под прослоем одновозрастных аргиллитов, подстилающим известняки тульского горизонта. Сложен пласт песчаниками и алевролитами. Песчаники светло - и буровато-серые, мелкозернистые, кварцевые, пористые, нефтенасыщенные. Алевролиты от них отличаются только размерностью кластического материала. Пласт либо монолитен (скважины №№35, 309, 310, 317, 323 на Северо-Западном поднятии; №№21, 23, 305, 306, 311 на Юго-Восточном поднятии), либо состоит из 2-3 пропластков и только в скважине №16 Юго-Восточного поднятия насчитывается 6 пропластков. Толщина монолитных прослоев, как правило, составляют 6.4÷8.4 м, единично 10.8 м (скважина № 000 на Северо-Западном поднятии), редко 2.6÷4.6 м. Монолитные пласты нефтенасыщены либо полностью, либо большая часть. В некоторых случаях нижняя часть таких пластов водонасыщенная, ее толщина составляет 0.4÷1.7 м. Исключением является скважина № 000 на Юго-Восточном поднятии, в которой монолитный пласт толщиной 8.4 м нефтенасыщен только в верхней своей части (0.8 м). В тех скважинах, в которых пласт состоит из 2-3 проницаемых прослоев, толщина их составляет 1.4÷4.1 м. Проницаемые пропластки отделены друг от друга плотными перемычками сравнительно небольшой толщины от 0.3 до 0.9 м, редко 2÷3 м, в отдельных случаях более 4 м. В целом, общая толщина пласта Б2 по скважинам изменяется в интервале 4.6÷15.3 м, эффективная – 3.3÷15.3 м, а нефтенасыщенная – 0.8÷14.2 м.

Залежи нефти пласта Б2

Северо-Западное поднятие. В контуре нефтеносности залежи пробурены 9 скважин. Залежь пласта Б2 в пределах купола доказана опробованием в эксплуатационной колонне 6 скважин, из них в четырех (29, 310, 314, 321) получены притоки безводной нефти дебитами от 1.7 т/сут (скважина 314) до 27.4 т/сут (скважина 321). В двух скважинах (35. 320) получена нефть с водой. В скважине 35 получен приток нефти дебитом 5.5 т/сут. и воды дебитом 4.5 м3/сут., а в скважине 320 приток нефти составил 3.6 т/сут. с 84% обводненностью (1990 г.).

Продуктивный пласт состоит из 1-3 проницаемых пропластков с толщинами 1.0 – 9.9 м. В 6 скважинах (35, 309, 310, 317, 320, 323) пласт монолитен, толщина его – 1.4-9.9 м. При общей толщине пласта 4.6 – 10.8 м, нефтенасыщенная его часть составляет 1.4 – 9.9 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта 5.82 м.

Коэффициент песчанистости пласта равен 0.893 при изменении по скважинам от 0.542 до 1, расчлененности – 1.6 при диапазоне – 1-3.

Положение водонефтяного контакта по залежи принято на абсолютной отметке минус 1444.0 м (по данным ГИС и опробования скв. 35).

При принятом ВНК размеры залежи 2.5 х 1 – 1.5 км. Этаж нефтеносности 13.4 м. Залежь нефти по типу пластовая.

Район скважины  30. Нефтенасыщенность пласта доказана опробованием скв. 30, в которой при совместном испытании в колонне интервалов пластов Б2 1536-1539 (абс. отм. минус 1433.5-1436.5) м и Т1 1543.0-1547.0 (абс. отм. минус 1440.5-1444.5)м получен приток жидкости дебитом 21 т/сут с обводненностью 29 %. В других скважинах 19, 20 и 31 (за контуром нефтеносности) пласт водонасыщен.

В скважине 30 пласт состоит из двух проницаемых пропластков толщиной 1.7 м и 3.0 м. Общая толщина пласта 8.8 м, нефтенасыщенная – 4.7 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта 3.24 м.

Коэффициент песчанистости пласта равен 0.534, расчлененности – 2.

Водонефтяной контакт по залежи принят на абсолютной отметке минус 1446.0 м (по середине интервала между подошвой нефтенасыщенного пласта в скважине 30 и кровлей водонасыщенного - в законтурной скважине 31).

Залежь по типу пластовая. При принятом ВНК «минус 1446.0 м» размеры ее 2.1 х 1.25 км, этаж нефтеносности 10.7 м.

Юго-Восточное поднятие. В контуре нефтеносности залежи пробурено 9 скважин. Нефтеносность подтверждена опробованием в колонне 5 скважин: в четырех скважинах (18, 23, 302, 306) получены притоки безводной нефти, в одной (скв. 16) – нефти с водой. В скважине 306 при испытании интервала 1557.5-1564.5 (абс. отм. минус 1442.1-1449.1) м получен приток нефти дебитом 17.5 м3/сут в ИПУ 670-515 м. В остальных скважинах дебиты нефти составляли 28.6-39.6 т/сут. В скважине 16 из интервала 1613.0-1614.5 (абс. отм. минус 1447.9-1449.4) м получен приток нефти дебитом 1.5 т/сут с обводненностью 76 %.

Продуктивный пласт включает в себя от 1 до 6 проницаемых пропластков, толщины которых 0.6 – 4.0 м. Количество нефтенасыщенных прослоев изменяется от 1 до 4. Общая  толщина пласта изменяется от 6.8 м до 15.3 м, а нефтенасыщенная – от 0.8 м до 14.2 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина его по залежи составила 5.07 м.

Коэффициент песчанистости нефтенасыщенной части пласта равен 0.793 при изменении по скважинам от 0.423 до 1, расчлененности – 1.8 при диапазоне – 1-4.

Водонефтяной контакт по залежи принят на абсолютной отметке минус 1451.5 м (по материалам ГИС и опробования скважин 16 и 23).

Залежь нефти по типу пластовая. При принятом ВНК «минус 1451.5 м» размеры ее 4.5 × 1.5 – 2.0 км. Этаж нефтеносности 17.3 м.

1.6 Свойства и состав нефти и газа

Пласт Б2

Северо - Западное поднятие. Отбор глубинных проб нефти при опробовании скважин на данном поднятии не проводился [1]. Поэтому при расчетах приняты параметры нефти, аналогичные для залежи пласта Б2 Юго-восточного купола. Эти параметры уточнены на условия дифференциального разгазирования и имеют следующие значения: плотность нефти – 855.5 (856) кг/м3, газовый фактор – 27.8 м3/т, объемный коэффициент – 1.073.

Район скважины 30. Отбор глубинных проб из скважины 30 проведен не был. Поэтому при подсчете запасов данной залежи приняты параметры, аналогичные для залежи Юго-восточного купола: плотность нефти – 856 кг/м3, газовый фактор – 27.8 м3/т, объемный коэффициент – 1.073.

Юго-Восточное поднятие. Нефть залежи пласта Б2 охарактеризована четырьмя глубинными и тремя поверхностными пробами.

В пластовых условиях плотность нефти составляет 825.3 (818.4-832.4) кг/м3, вязкость –5.24 (5.05-5.49) мПа*с, давление насыщения – 4.38 (2.743-5.773) МПа, температура – +320 С.

По результатам однократного разгазирования объемный коэффициент равен 1.078 (1.064-1.098), газовый фактор – 30.68 (23.38-36.55) м3/т, а плотность ее – 859.4 (855.2-861.0) кг/м3.

По данным поверхностных проб нефть залежи имеет плотность 859.6 (858-861) кг/м3, вязкость 13.5 (12.12-15.41) мПа*с. Температура застывания ее минус 15оС, начала кипения +440С. При разгонке данной нефти выход легких фракций достигает 7-10 % (до 1000С), 25-30 % (до 2000С) и 42-52 % (до 3000С). Данная нефть содержит (весовые %): асфальтены – 1.4 (1.11-1.70), смолы силикагелевые – 11.6 (9.81-11.98), парафины - 6.13 (5.50-6.80), серу-2.04 (1.85-2.13).

Газ, растворенный в нефти, после одноступенчатого разгазирования имеет относительную плотность 1.280 и содержит (мольные %): метан – 8.30, этан 12.86, пропан – 41.37, бутаны – 9.21 мольных %. Углекислого газа в нем содержится 0.36, азота – 13.31 мольных %, сероводород отсутствует.

По результатам дифференциального разгазирования для пласта Б2 Юго-Восточного купола Саврушинского месторождения приняты параметры нефти: плотность – 855.5 (856) кг/м3, газовый фактор – 27.8 м3/т, объемный коэффициент – 1.073. Эти параметры приняты для дальнейших расчетов.

1.7 Коллекторские свойства

1.7.1 Фильтрационно-ёмкостные свойства пластов по данным исследования керна

Отложения бобриковского горизонта с отбором керна пройдены в 11 скважинах: на Северо-западном поднятии – в одной скважине (№35), в районе скв. 30 – в двух (№№19, 30), на Юго-восточном поднятии – в восьми (№№16, 18, 20, 21, 23, 24, 300, 305). Вынос керна по скважинам изменялся от 0 до 64%. По месторождению в целом из интервала пласта Б2 при проходке с отбором керна 68.1 м его поднято 8.86 м, или 13 %.

Отбор керна из интервала пласта Т1 турнейского яруса выполнен в 10 скважинах: на Северо-западном поднятии – в одной (№ 35), в районе скв. 30 – в двух (№№ 19, 30), на Юго-восточном – в семи (№№ 16, 18, 20, 21, 23, 24, 305). Вынос керна по скважинам также невысокий и составлял 0.6÷4.7 %, редко 12.5÷16.7 %. В целом из отложений турнейского пласта при проходке с отбором керна 38.2 м его поднято 3.36 м (8.8 %).

На пористость и проницаемость в целом по Саврушинскому месторождению было проанализировано 296 образцов керна, в том числе из отложений бобриковского горизонта – 75, турнейского яруса – 107 образцов.

Граничное значение пористости для условий пласта Б2 при подсчете запасов принято 10.4 %, для пласта Т1 – 6.9 %, а проницаемости – 0.001 и 0.0005 мкм2, соответственно.

По литологическим признакам изучаемые продуктивные пласты характеризуются наличием пород-коллекторов двух типов: терригенного (пласт Б2) и карбонатного (пласт Т1). По особенностям емкостного пространства породы являются поровыми (терригенные) и кавернозно-поровыми с признаками трещиноватости (карбонаты). Емкость каверн и трещин дополняет собой емкость, образованную порами.

Согласно вышеуказанных граничных значений по продуктивным пластам насчитывается 34 кондиционных образца по пористости и 19 – проницаемости, в том числе для пласта Б2 - 13 и 6, а для пласта Т1 - 21 и 13, соответственно.

Пласт Б2

Северо-западное поднятие. Нефтенасыщенная часть пласта толщиной 5.2 м в скв. 35 охарактеризована двумя образцами керна и изучена двумя определениями пористости (26.1% и 26.6%) и одним – проницаемости – 0.645 мкм2. Среднеарифметическое и средневзвешенное значения пористости по скважине составляют 26.4 % (0.264 д. ед.).

Район скважины 30. На данной площади пласт Б2 изучен в законтурной скважине 19. В скважине 19 пласт водонасыщен, монолитен, имеет толщину 3.2 м, охарактеризован двумя образцами керна и изучен двумя определениями пористости: 16.4 % и 15.8 %. Среднеарифметическое и средневзвешенное значения пористости по скважине равны 16.1% (0.161 д. ед.).