Геологическая часть (стр. 2 )

Нефтяная залежь пласта Б2, Северного купола (район скв.62). 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. ВНК принят  на отметке - 1751,0 м. 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). 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 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. Коэффициент песчанистости в среднем по залежи составляет  0,79 доли ед.

Сравнение фильтрационно-емкостных свойств пласта Б2Березовского месторждения по данным ГИС, ГДИ и изучения керна представлено в таблице 1.1.Характеристика нефтяных залежей пласта Б2 Березовского месторождения приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.1

Сравнение фильтрационно-емкостных свойств бобриковских отложений Березовского месторждения 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	-

Таблица 1.2

Характеристика бобриковских 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

1.6 Свойства и состав пластовых флюидов

Результаты исследований глубинных и поверхностных проб нефти по пласту Б2 приведены в таблице 1.3 и 1.4. Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также растворенного газа при однократном и дифференциальном разгазировании нефти приведен в таблице 1.5.

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.

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

Таблица 1.4

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти

Наименование параметра	Кол-во исследованных	min	max	Среднее значение
скважин	проб
Бобриковский горизонт
Плотность при 20 0С,  кг/м3	3	10	877,9	925,9	896,0
Вязкость,  мПа. с	при 20ОС	3	10	7,02	52,89	20,6
при 50ОС	-	-	-	-	-
Молярная  масса,  г/ моль	-	-	-	-	-
Температура застывания, °С	3	10	-5	-17	-12,8
Массовое содержание, %	серы	3	10	2,5	4,6	3,2
смол силикагелевых	3	10	7,6	26,0	15,1
асфальтенов	3	10	2,2	11,0	4,4
парафинов	3	8	5,5	14,94	8,3
воды	-	-	-	-	-
механических примесей	-	-	-	-	-
Содержание	ванадий	не опр.
микрокомпонентов, г/т	никель	не опр.
Температура плавления парафина, °С	3	3	50	59	53,3
Температура начала кипения, °С	-	-	-	-	-
Фракционный состав,  %	До 100°С	3	3	0,5	9,0	4,6
До 150°С	3	3	5	14	9,7
До 200°С	3	3	10	22	17,4
До 250°С	-	-	-	-	-
до  300°С	3	3	28	40	32,7

Таблица 1.5