Геологическая часть (стр. 4 )

Залежь пластовая, с обширной водонефтяной зоной (80% от общей площади залежи). Покрышкой для залежи служит пачка глин косьвинского горизонта, а также плотные карбонаты, залегающие в кровле турнейского яруса. Размеры залежи – 1,45 Ч 1,6 км, высота – 23,3 м.

Пашийский горизонт

В предыдущих работах по оценке запасов в разрезе этого горизонта выделялось два продуктивных пласта – ДI/ и ДI. Однако в последнем пересчете запасов в результате корреляции не удалось проследить четко выдержанный глинистый прослой, разделяющий вышеназванные пласты. Это объясняется высокой степенью литологической изменчивости терригенной толщи пашийского горизонта. Таким образом, пласты ДI/ и ДI на Алакаевском месторождении представлены как единый объект – пласт ДI.

Пласт ДI

По кровле пашийских отложений Алакаевская структура представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания, осложненную тремя поднятиями - Западным, Центральным и Восточным, к каждому из которых приурочена залежь нефти пласта ДI. Близкие отметки ВНК и отсутствие четкой границы дают основание для объединения Западного и Центрального куполов в единую брахиантиклиналь. Прогиб между Центральным и Восточным куполами фиксируется скв.№ 000 и скв.№ 000. Таким образом, по кровле пашийского горизонта выделяется два поднятия: Западное + Центральное и Восточное, к каждому из которых приурочена залежь нефти с самостоятельным контуром нефтеносности.

Пласт занимает верхнюю половину разреза пашийского горизонта. Общая толщина пласта изменяется от 24,7 до 45,9 м, причем, в западной части Алакаевской складки она менее 30 м, увеличиваясь к востоку до 40 м и более. В разрезе выделяется от 1 до 5 проницаемых песчаных пропластков, переслаивающихся с плотными алевролитами и глинами. Толщина проницаемых пропластков изменяется от 0,4 до 18,5 м.

Покрышкой для залежей служат глины и глинистые алевролиты, залегающие в кровле пашийского горизонта, толщина которых в силу литологической изменчивости варьирует от долей метра до нескольких метров.

Западный + Центральный купол

Залежь нефти приурочена к брахиантиклинальной складке субширотного простирания, осложненной четырьмя вершинами разного размера и амплитуды. Залежь открыта в 1960 г. при перфорации скважины №15. Из интервала абс. отм. минус 2591,4-2598,4 м получен фонтанный приток нефти 97 т/сут на штуцере 6 мм. Максимально высокая кровля проницаемой части пласта ДI вскрыта в западной части структуры (скв. №23) на абсолютной отметке минус 2584,3 м.

Отложения пашийского горизонта в пределах купола вскрыли 20 скважин, из которых в контуре нефтеносности пробурено 15 скважин. Средняя глубина залегания продуктивного пласта составляет 2770,2 м. Общая толщина пласта по площади изменяется от 24,7 до 45,9 м, эффективная – от 9,8 до 22 м, а суммарная нефтенасыщенная – от 1,2 до 17,7 м. В разрезе выделяется 1 - 4 проницаемых пропластка толщиной 0,8-16,2 м, толщина разделяющих их плотных прослоев колеблется в этих же пределах (0,4-15,8 м).

Коэффициент песчанистости по залежи равен 0,462, а расчлененность – 2,07.

Водонефтяной контакт по залежи принят наклонным: от минус 2602,0 м до минус 2610,0 м. ВНК принят на основании данных ГИС, каменного материала, а так же с учетом результатов эксплуатации скв. № 46.

Залежь неполнопластового типа. В пределах принятого контура нефтеносности залежь имеет размеры 3,7 Ч 1,7км, высота – 25 м.

Восточный купол

Залежь нефти была открыта в 1960 г. при опробовании скв. №3, при перфорации которой из интервала абс. отм. минус 2582,5-2595,5 м получен фонтанный приток нефти 12 т/сут  на штуцере 12 мм.

Из 14 скважин, пробуренных на Восточном куполе, 11 вскрыли нефтенасыщенные разности пласта ДI на средней глубине 2768,6 м.

Ввиду литологической неоднородности в разрезе пласта выделяется до 5 проницаемых прослоев. Толщина как проницаемых, так и плотных пропластков варьирует в пределах 0,4 -18,5 м. Общие толщины пласта изменяются по скважинам от 30,2 до 42,8 м, эффективные от 15,6 до 27,6 м, суммарные нефтенасыщенные от 2,2 до 18,5 м.

Коэффициент песчанистости - 0,477, расчлененность – 1,83.

Положение водонефтяного контакта по залежи представляется наклонным: от минус 2603,0 м до минус 2607,0 м.

Залежь неполнопластового типа, подстилается подошвенными водами. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 2,3 Ч 1,6 км, высота – 33,6 м.

Основные сведения, характеризующие строение всех залежей Алакаевского месторождения, представлены в табл. 1.1. В табл. 1.2 приведены характеристики толщин и статистические показатели неоднородности продуктивных пластов Алакаевского месторождения.

Таблица 1.1

Основные данные, характеризующие строение залежей продуктивных пластов

Таблица 1.2

Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов

Продолжение таблица 1.2

Продолжение таблица 1.2

Продолжение таблица 1.2

Продолжение таблица 1.2

1.5 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения

В табл. 1.3 приведена сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Алакаевского месторождения [1].

Таблица 1.3

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Алакаевского месторождения

1.6 Свойства и состав пластовых флюидов

Пласт А4, Алакаевский и Западно-Алакаевский купола

Физико-химические свойства нефти и газа изучены по данным исследований семи глубинных проб из скв. №№2,11,118 (две пробы), 120, 181, 201 и одиннадцати поверхностных проб из этих же скважин. Все скважины пробурены на Алакаевском куполе [1].

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти  811,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 5,14 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 39,0 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 3,46 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 842,0 кг/м3, газосодержание 34,0 м3/т, объёмный коэффициент 1,089, динамическая вязкость разгазированной нефти 12,40 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы  1,49 %), смолистая (6,29 %), парафинистая (5,66 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 49 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 1,03 %, азота 15,67 %, метана 22,73 %, этана 24,95 %, пропана 21,16 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 34,79 %, гелия 0,028 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,186.

Пласт Б2, Алакаевский купол

Параметры нефти и газа приняты по результатам исследований десяти глубинных проб из скв. №№9, 19, 20 (две пробы), 21, 23, 27 (четыре пробы) и двенадцати поверхностных проб из этих же скважин [1].

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 782,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 5,61 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 67,1 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,25 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 832,0 кг/м3, газосодержание 58,7 м3/т, объёмный коэффициент 1,153, динамическая вязкость разгазированной нефти 9,49 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы  1,47 %), смолистая (5,20 %), парафинистая (5,46 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 48 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 3,07 %, азота 10,24 %, метана 22,12 %, этана 28,49 %, пропана 23,56 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 34,91 %, гелия 0,019 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,179.

Пласт Б3, Алакаевский купол

Изучены глубинная и поверхностная пробы из скв. №83.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти  773,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,70 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 87,0 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,37 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 835,0 кг/м3, газосодержание 77,4 м3/т, объёмный коэффициент 1,205, динамическая вязкость разгазированной нефти 8,96 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы  1,53 %), смолистая (5,69 %), высокопарафинистая (6,19 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 48 %.Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 0,75 %, азота 8,03 %, метана 22,82 %, этана 26,93 %, пропана 23,34 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 40,44 %, гелия 0,017 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,238.

Пласт В1, Алакаевский купол

Исследованы три глубинные пробы из скв. №№25 (две пробы), 26 и четыре поверхностные пробы из этих же скважин.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти  771,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,52 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 84,9 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,85 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 840,0 кг/м3, газосодержание 76,6 м3/т, объёмный коэффициент 1,211, динамическая вязкость разгазированной нефти 7,14 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы  1,53 %), смолистая (6,34 %), высокопарафинистая (6,42 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 47 %.