Геологическая часть (стр. 4 )

Воды продуктивных пластов Б2/ и Б2, Д3вор, Д3бур Солоцкого месторождения, согласно гидродинамической и гидрохимической зональности, расположены в зоне затрудненного водообмена. Воды продуктивных пластов Дк, ДI и ДIII расположены в зоне застойного режима. Граница зон проходит по кровле глин тиманского (кыновского) горизонта. По химическому составу все они, согласно классификации , принадлежат к хлоридно-кальциевому типу.

1.7 Коллекторские свойства объекта

На Солоцком поднятии продуктивные пласты вскрыты в разрезах визейского яруса нижнего карбона (пласты Б2/ и Б2) и франского яруса верхнего девона (пласты Д3вор-1, Д3вор-2, Д3бур и ДI), на Кутурушском поднятии – франского яруса верхнего девона (пласты Д3вор-1, Дк и ДI) и живетского яруса среднего девона (пласт ДIII), на Горелкинском поднятии – франского яруса верхнего девона (пласты Д3вор-1, Д3вор-2 и Дк).

Геолого-физическая характеристика пластов приведена в табл.1.4.

Пласт Б2/ продуктивен на Солоцком поднятии, сложен песчаниками с прослоями алевролитов. Керн в интервалах пласта отобран при колонковом бурении и боковым грунтоносом (грунты) в скв. 31 и 33.

Эффективная часть пласта представлена керном и характеризуется песчаниками коричневато-серыми, мелкозернистыми, нефте-водонасыщенными и песчаниками светло-серыми, тонкозернистыми, пористыми, водонасыщенными, микроскопически аналогичными пласту Б2.

Покрышкой пласта служат известняки темно-серые (до черных), тонкокристаллические, плотные, крепкие нижней части отложений тульского и глины темно-серые, алевритистые верхней части бобриковского горизонтов.

Пласт Б2 бобриковского горизонта

Пласт представлен песчаниками с прослоями алевролитов и глин, реже плотных песчаников.

Керн из пород пласта отбирался при колонковом бурении в восьми скважинах и в скв. 33 боковым сверлящим грунтоносом (БСГ).

Продуктивная часть пласта (керн из скв. 30 и 32) сложена песчаниками коричневато-серыми и коричневыми, кварцевыми, мелкозернистыми, прослоями среднезернистыми и разнозернистыми.

Водонасыщенная часть пласта характеризуется песчаниками светлоокрашенными, мелкозернистыми, пористыми, содержащими прослои глины.

Плотные прослои представлены алевролитами, глинами, углистыми сланцами и песчаниками. Алевролиты темно-серые, песчанистые или глинистые, плотные, крепкие, с редкими прослоями песчаника серого, тонкозернистого, с обуглившимися растительными остатками и включениями пирита. Глины темно серые, слоистые, алевритистые, слабоизвестковистые, с включением обугленных растительных остатков, переходящие в углистый сланец, неравномерно пиритизированные, с зеркалами скольжения. Углистые сланцы плотные, крепкие. Песчаники светло-серые, серые, мелкозернистые, участками глинистые или алевритистые, плотные.

Покрышкой пласта служат известняки темно-серые до черных, тонкокристаллические, участками окремненные, плотные, нижней части отложений тульского и глины темно-серые и черные, слоистые, углистые, с зеркалами скольжения, плотные с алевролитами песчанистыми или глинистыми, плотными верхней части бобриковского горизонтов.

Таблица 1.4

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Солоцкого поднятия

Параметры	Солоцкое поднятие
Б-2/	Б-2	Д3-ВОР1	Д3-ВОР2	Д3-БУР	ДI
	С2	С1	С1 /С2	С1	С1/С2	С1
Средняя глубина залегания,  м	2501	2523	3177	3198	3262	3349
Тип залежи	пластовый	неполно-пластовый	пластово-сводовый литол. огран.
Тип коллектора	терригенный	карбонатный	терр.
Площадь нефтегазоносности,  тыс. м2	1706,3	1975	2363/1611	1199,8	2393.7/1393	894
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина. М	1,8	3,9	2.9/3.6	1,9	4/1.2	1,6
Объем нефтенасыщенных пород тыс. м 3	3115,1	7772	6888/5759	2268,6	9587.7/1693.8	1462,9
Средняя общая толщина,  м	2,8	6,2	9,3	5,9	14,3	1,2
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина,  м	2,8	6,2	4,9	3	4,4	1,2
Средняя эффективная водонасыщенная толщина,  м	-	-	-	2,4	-	-
Коэффициент пористости,  доли ед.	0,20	0,21	0,11	0,13	0,16	0,16
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.	0,85	0,97	0,82	0,84	0,88	0,91
Проницаемость,  10-3мкм2	0,943	1,623	0,022	0,038	0,131	0,537
Коэффициент песчанистости, доли ед.	1	1	0,63	0,55	0,45	1
Расчлененность,  ед.	1	1	2,67	2,5	0,4	1
Начальная пластовая температура,  °С	50	50	65	65	65	67
Начальное пластовое давление,  МПа	27,05*	27,05	32,22	32,22	36,37	37,20
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПаЧс	2,36	2,36	1,23	1,23	2,29	1,38
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПаЧс	5,32	5,32	6,50	6,50	15,43	4,79
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3	0,794	0,794	0,785	0,785	0,781	0,776
Плотность нефти в поверхн-х условиях, т/м3	0,815	0,815	0,835	0,835	0,849	0,829
Абсолютная отметка ВНК,  м	-2376,9	-2384,6	-3051,2	-3064,2	-3112,2	3224,8
-2389,4	-3053,2	-3116,4
Объемный коэффициент нефти,  доли ед.	1,053	1,053	1,141	1,141	1,157	1,136
Пересчетный коэффициент,  доли ед.	0,95	0,95	0,876	0,876	0,864	0,88
Содержание серы в нефти,  %	0,71	0,71	1,21	1,21	1,4	0,85
Содержание парафина в нефти,  %	5,85	5,85	3,8	3,8	3,30	4,2
Давление насыщения нефти газом, МПа	3,87	3,87	7,23	7,23	8,45	7,55
Газосодержание нефти,  м3 /т	25,4	25,4	70,1	70,1	65,5	70,5
Газосодержание после дифферен. Разгозирования	20,46	20,46	58,34	58,34	54,07	55,3
Содержание сероводорода ( в пластовой нефти),  %	0,68	0,68	0,00	0,00	0,07	0,00
Вязкость воды в пластовых условиях,  мПаЧс	0,99	0,99	0,9	0,9	0,91	0,9
Плотность воды в пластовых условиях,  т/м3	1,159	1,159	1,164	1,164	1,165	1,1642
Плотность воды в стандартных условиях, т/м3	1,1763	1,1763	1,191	1,191	1,1923	1,1925
Сжимаемость, 1/МПаЧ10-4
нефти	11,02	11,02	13,79	13,79	12,22	12,84
воды	2,46	2,46	2,21	2,21	2,21	2,24
породы	1,46	1,45	0,77	0,76	0,80	1,30
Коэффициент вытеснения,  доли ед.	0,629	0,710	0,565	0,594	0,653	0,693
Плотность газа по воздуху, доли ед.	1,044	1,044	1,036	1,036	1,002	0,967

Пласты Д3вор-1 и Д3вор-2 выделяются в карбонатных отложениях воронежского горизонта верхнефранского подъяруса, пласты литологически однотипны.

Керн из пород пластов Д3вор-1 и Д3вор-2 на Горелкинском поднятии был отобран при бурении четырех скважин, Кутурушском – трех скважин, Солоцком – семи скважин.