Геологическая часть (стр. 2 )

Пласт Б2/ опробован только в открытом стволе с помощью ИПТ. В скв. 35 совместно с пластом Б2 из интервала а. о. -2371,9 -2387,9 м за 8 мин притока получено 5,8 м3 пластовой воды с нефтью (нефти 15 %). В скв. 37 пласт Б2/ опробован совместно с пластом Б2: из интервала а. о. -2364,4 -2379,3 м за 19 мин притока получено 4 м3 пластовой воды со следами нефти. Граница залежи принята на а. о. -2376,9 м по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 35.

В границах залежи пласт однороден: коэффициенты песчанистости и расчлененности равны 1.

Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры залежи в плане 2Ч0,9 км, высота – 5,5 м.

       Пласт Б2

Продуктивный пласт Б2 залегает на средней глубине 2523 м и представлен одним-двумя проницаемыми прослоями, толщиной от 1,6 до  23,5 м.

Толщина разделяющих непроницаемых прослоев составляет 0,8-1,7 м, достигая максимального значения – 3,4 м в скв. 35. Общая толщина пласта изменяется в интервале 12,3-32,4 м.

По результатам ГИС и опробования пласт нефтенасыщен в скв. 30 и 32.

В скв. 30 пласт залегает в интервале а. о. -2379,6 -2401,2 м и до отметки -2386,6 интерпретируется как нефтенасыщенный. В скв. 32 пласт Б2 вскрыт в интервале а. о. -2382-2410,3 м и до а. о. -2389,4 м представлен песчаниками нефтенасыщенными толщиной 7,4 м, ниже – двумя прослоями песчаников водонасыщенных.

В скв. 30 продуктивность отложений подтверждена керновыми данными (поднято 4 м песчаников нефтенасыщенных) и опробованием в открытом стволе: из интервала а. о. -2377 -2386 м получено 9,4 м3 нефти с газом и водой.

В скв. 32 из интервала пласта поднято 1,7 м песчаников нефтенасыщенных, кроме того, с помощью ИПТ опробован интервал а. о. -2369,9 -2385,9 м, в результате испытания получен приток нефти с газом в объеме 5,2 м3.

При опробовании пласта в открытом стволе в скважинах №№ 31, 33, 34, 35, 36 и 37 получены притоки пластовой воды.

Промышленная характер нефтеносности залежи доказан при перфорации эксплуатационной колонны в скв. 32 в интервале а. о. -2379,9 -2382,9 м. В результате освоения получен фонтанный приток нефти дебитом 130 м3/сут через 6 мм штуцер.

Водонефтяной контакт вскрыт скв. 30 на а. о. -2384,6 м и скв. 32 на а. о.
-2389,4 м. Гипсометрическое положение границы залежи при подсчете запасов принято в интервале а. о. -2384,6 -2389,4 м.

В границах залежи пласт однороден: коэффициенты песчанистости и расчлененности равны 1.

Залежь нефти неполнопластового типа (водоплавающая). Размеры залежи в пределах контура нефтеносности 2Ч1,2 км, высота 8,2 м.

Пласт Д3вор-1

В пласте Д3вор-1 залежи нефти выявлены на Солоцком, Кутурушском и Горелкинском поднятиях.

Пласт Д3вор-1 вскрыт почти всеми скважинами, пробуренными на месторождении (за исключением скв. 36 Солоцкого поднятия). По данным ГИС общая толщина пласта изменяется от 3,1 м в скв. 26 Кутурушского поднятия до 15,3 м в скв. 15 Горелкинского поднятия.

Коллектор пласта на территории месторождения развит не повсеместно. В юго-западной части Солоцкого поднятия скв. 34 и 105 вскрыта зона его замещения плотными породами. В составе пласта выделяется от одного до четырех проницаемых прослоев, толщиной 0,6-8 м. Толщина разделяющих плотных прослоев изменяется от 0,8 до 5,9 м.

Продуктивный пласт Д3вор-1 залегает на средней глубине 3177 м. Породы-коллекторы пласта, на территории поднятия распространены ограниченно – скв. 34 и 105 вскрыта зона замещения плотными породами.

Состоит пласт из 1-4 прослоев коллектора, толщиной от 1 до 8 м, в границе залежи толщина нефтенасыщенных прослоев составляет 1-3,6 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 3,6 до 6 м, толщина плотных разделяющих прослоев – от 0,8 до 4,6 м. По ГИС пласт Д3вор-1 нефтенасыщен в скв. №№ 30, 31 и 35.

В скв. 30 продуктивный пласт залегает в интервале а. о. -3040,2 -3051,3 м и представлен тремя нефтенасыщенными прослоями с суммарной эффективной толщиной 6 м. В скв. 31 пласт отбивается в интервале а. о. -3033 -3045,5 м и нефтенасыщен до подошвы при эффективной толщине 4,3 м. В скв. 35 полностью нефтенасыщенный пласт монолитен и залегает в интервале а. о. -3049,6 -3053,2 м.

Продуктивность пласта Д3вор-1 подтверждена опробованием ИПТ совместно с пластом Д3вор-2: в скв. 30 из интервала глубин 3189-3215 м получено 2,2 м3 нефти с газом и в скв. 31 из интервала 3174-3199 м получено 0,6 м3 нефти с газом. В скв. 35 при отборе керна из пласта поднято 0,4 м карбонатов нефтенасыщенных и получен приток нефти в объеме 1,4 м3 при опробовании ИПТ в интервале глубин 3172-3196 м.

Промышленная значимость отложений пласта Д3вор-1 совместно с пластом Д3вор-2 доказана при перфорации эксплутационной колоны в скв. 30 в интервале а. о. -3040,9 -3060,9 м. В результате освоения скважины получен фонтанный приток нефти дебитом 23 м3/сут через 4 мм штуцер.

Гипсометрическое положение ВНК принято в интервале а. о. -3053,2 м (по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 35) и -3051,2 м (по кровле водонасыщенного пласта в скв. 37).

В границах залежи пласт неоднороден: коэффициент эффективности (песчанистости) составляет 0,63, расчлененности – 2,7.

Залежь нефти пластово-сводовая, литологически ограниченная (зона замещения на юго-западе структуры в р-не скв. 34, 105). Размеры залежи в плане 3Ч1,5 км, высота 20,2 м. 

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Результаты исследований глубинных и поверхностных проб и расчетов дифференциального разгазирования пластовой нефти приведены в табл. 1.1 – 1.3.

Пласты Б2/, Б2        

Из залежи Б2 отобраны и исследованы одна глубинная и одна поверхностная пробы из скв. 32. Из пласта Б2/ пробы не отбирались, объект ранее не рассматривался, свойства нефти и газа приняты по аналогии с пластом Б2.

Пластовая нефть относится к легким – с плотностью 794,0 кг/м3, незначительной вязкостью (2,36 мПаЧс). Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 3,87 МПа, газосодержание – 25,40 м3/т.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 815,0 кг/м3, газовый фактор – 20,46 м3/т, объемный коэффициент – 1,053, динамическая вязкость разгазированной нефти – 5,32 мПаЧс.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, сероводорода – 3,75 %, углекислого газа – 1,09 %, азота 19,65 %, гелия 0,046 %, метана – 31,54 %, этана – 18,66 %, пропана – 19,79 %, высших углеводородов (пропан+высшие) – 25,31 %. Относительная плотность газа по воздуху – 1,044, теплотворная способность – 46656,7 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,71 %), малосмолистая (2,70 %), парафинистая (5,85 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 54,0 %.

Пласты Д3вор-1, Д3вор-2

Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследований одной глубинной и одной поверхностной проб из скв. 30 Солоцкого поднятия пласта Д3вор-1. Физико-химические свойства флюидов пласта Д3вор-1 Кутурушского и Горелкинского поднятий, а также пласта Д3вор-2 Солоцкого и Горелкинского поднятий не изучались и принимаются по аналогии.

Пластовая нефть относится к легким – с плотностью 785,0 кг/м3, маловязким – незначительной вязкостью (1,23 мПаЧс). Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 7,23 МПа, газосодержание – 70,10 м3/т.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 835,0 кг/м3, газовый фактор – 58,34 м3/т, объемный коэффициент – 1,141, динамическая вязкость разгазированной нефти – 6,50 мПаЧс.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, сероводорода не обнаружено, углекислого газа 0,95%, азота 6,79 %, гелия 0,041 %, метана – 39,69 %, этана – 24,35 %, пропана – 20,05 %, высших углеводородов (пропан + высшие) – 28,22 %. Относительная плотность газа по воздуху – 1,036, а теплотворная способность – 55337,5 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,21 %), малосмолистая (4,60 %), парафинистая (3,80 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 46,0 %.

Пласт Д3бур

Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследований одной глубинной и одной поверхностной проб из скв. 31.

Пластовая нефть относится к легким – с плотностью 781,0 кг/м3, маловязким – незначительной вязкостью (2,29 мПаЧс). Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 8,45 МПа, газосодержание – 65,50 м3/т.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 849,0 кг/м3, газовый фактор – 54,07, м3/т, объемный коэффициент – 1,157, динамическая вязкость разгазированной нефти (расчетная) – 15,43 мПаЧс.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, сероводорода 0,21%, углекислого газа – 2,52 %, азота 7,87 %, гелия 0,063 %, метана – 45,75 %, этана – 17,48 %, пропана – 18,41 %, высших углеводородов (пропан + высшие) – 26,17 %. Относительная плотность газа по воздуху – 1,002, а теплотворная способность – 51428,9 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,40 %), смолистая (5,60 %), парафинистая (3,30 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С  43,0%.

Таблица 1.1

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пласто-вая нефть
выделив-шийся газ	нефть	выделив-шийся газ	нефть
Пласты Б2', Б2
Молярная концентрация компонентов, %
Сероводород	3,69	0,11	3,75	0,26	0,68
Углекислый газ	0,89	-	1,09	0,01	0,14
Азот+редкие	14,60	-	19,65	-	2,34
в том числе: гелий	0,037	-	0,046	-	0,006
Метан	23,23	0,09	31,54	0,08	3,82
Этан	16,06	0,52	18,66	0,94	3,05
Пропан	25,07	3,38	19,79	5,17	6,91
Изобутан	3,45	0,83	1,60	1,23	1,27
Н. бутан	5,12	1,86	2,20	2,44	2,41
Изопентан	2,19	1,63	0,62	1,88	1,73
Н. пентан	1,62	1,42	0,41	1,59	1,45
Гексаны	2,78	5,96	0,46	6,09	5,42
Гептаны	1,30	7,39	0,17	7,22	6,38
Остаток (С8+высшие)	-	76,81	0,06	73,09	64,40
Молекулярная масса	37,35	181,00	30,28	174,73	158,00
Молекулярная масса остатка	–	212,00	–	212,00	212,00
Плотность:
газа, кг/м3	1,552	–	1,258	–	–
газа относительная (по воздуху), доли ед.	1,288	–	1,044	–	–
нефти, кг/м3	–	822,0	–	815,0	794,0
Пласты Д3вор-1, Д3вор-2
Молярная концентрация компонентов, %
Сероводород	0,01	-	-	-	-
Углекислый газ	0,79	-	0,95	-	0,27
Азот+редкие	5,57	-	6,79	-	1,90
в том числе: гелий	0,034	-	0,041	-	0,012
Метан	32,38	0,16	39,69	0,04	11,14
Этан	20,31	0,81	24,35	1,01	7,54
Пропан	21,70	3,14	20,05	5,53	9,59
Изобутан	2,99	0,83	1,74	1,53	1,59
Н. бутан	7,57	3,67	4,19	5,42	5,07
Изопентан	2,67	2,50	0,89	3,26	2,60
Н. пентан	2,57	3,05	0,80	3,74	2,92
Гексаны	2,41	6,02	0,40	6,46	4,76
Гептаны	1,03	5,48	0,10	5,42	3,93
Остаток (С8+высшие)	-	74,34	0,05	67,59	48,69
Молекулярная масса	36,45	179,00	30,04	168,15	130,00
Молекулярная масса остатка	–	215,00	–	215,00	215,00
Плотность:
газа, кг/м3	1,515	–	1,248	–	–
газа относительная (по воздуху), доли ед.	1,257	–	1,036	–	–
нефти, кг/м3	–	849,0	–	835,0	785,0

Продолжение таблицы 1.1