Геологическая часть (стр. 3 )

Залежь нефти вскрыта 14-ю скважинами. Промышленная нефтеносность залежи была доказана опробованием пласта в скв. 2бис в 1979 году, где из интервала перфорации 2225 - 2230 м (абс. отм. минус 2177,9 – 2182,9 м) был получен приток нефти.

Водонефтяной контакт по залежи, как и ранее, принят по данным ГИС на абсолютной отметке минус 2190 м (скв.2бис).

Залежь неполнопластового типа, размеры её 3 х 2,9 км, высота 17 м. Коэффициент песчанистости равен 0,94, расчленённость - 1,4.

Пласт В1

Продуктивный пласт В1 залегает в кровле турнейского яруса на средней глубине 2222 м, вскрыт в 9 скважинах. Представлен пласт одним, реже двумя - тремя проницаемыми прослоями, толщина которых составляет от 0,8 м (скв. 2бис, 28) до 1,7 м (скв. 2бис). Толщина разделяющих прослоев изменяется от 1,2 м (скв. 2бис) до 4,4 м (скв. 40). Значения эффективной и нефтенасыщенной толщин по скважинам изменяются от 0,7 м (скв. 31) до 3,4 м (скв. 2бис). Покрышкой пласта служат плотные глины толщиной до 12 м.

Нефтеносность пласта была установлена по данным ГИС и ИПГ в скв. 2бис, где из интервала опробования 2268-2283 м (абс. отм. минус 2220,9-2235,9 м) был получен приток нефти с пластовой водой 0,75 м3 за 90 минут.

Подошва нефтенасыщенных карбонатов в скв. 24, 22, 2бис вскрыта на абсолютных отметках минус 2217,6 м, - 2217,7 м, - 2219,1 м, а самая высокая кровля водонасыщенных пород вскрыта в скв. 26 – минус 2217,5 м, в скв. 3 – минус 2218,1 м и в скв. 21 – минус 2218,8 м. Непосредственный контакт нефть – вода по данным ГИС прослеживается в скв. 40 на абсолютной отметке минус 2216,5 м. Граница залежи пласта В1 принята осреднённо по данным ГИС на абсолютной отметке минус 2218 м.

Залежь массивная, размеры её 1,9 Ч 0,8 км, высота 9,1 м. Коэффициент доли коллектора равен 0,88, расчленённость – 1,3.

Широкинское поднятие

Пласт Дк

Пласт Дк приурочен к песчаникам тиманского горизонта. Залегает на средней глубине 3076 м, вскрыт 4 – мя скважинами. Нефтеносность пласта установлена по данным ГИС и опробования ИП в скв. 10, 11, 12 (табл. 3.1.). В скв. 13 и 15 коллектор пласта отсутствует.

В разрезе пласта выделяется до четырёх проницаемых прослоев, толщина которых меняется от 0,6 м (скв. 10, 11) до 1,6 м (скв. 11). Эффективная и нефтенасыщенная толщины пласта изменяются от 1 м (скв. 12) до 2,4 м (скв. 10, 50). Перекрывается и подстилается пласт Дк глинами тиманского горизонта толщиной до 10 м.

Граница залежи принята по данным ГИС на абсолютной отметке минус 3036,2 м по самой низкой подошве нефтенасыщенного пласта в скважине 50.

Тип залежи: пластовый, литологически - экранированный. Размеры составляют 2,5 х 0,8 км, высота – 11,1 м. Коэффициент песчанистости равен 0,70, расчленённость – 2,3.

Пласт ДI

Пласт ДI залегает на глубине 3088 м, приурочен к верхней части пашийского горизонта и представлен чередованием песчаника с глинистыми разностями. Толщина продуктивных прослоев колеблется от 0,6 м (скв. 10, 12) до 3,2 м (скв. 50), а разделяющих прослоев – от 0,4 м до 6,8 м. Эффективная и нефтенасыщенная толщины пласта изменяются от 4,4 м (скв. 12) до 7,4 м (скв. 10). Покрышкой пласта служат плотные глины толщиной до 12 м.

Залежь нефти пласта вскрыта скважинами 10, 11, 12, 50. Промышленная нефтеносность залежи была доказана опробованием пласта в скв. 10 в 1975 году, где из интервала перфорации 3105 - 3110 м (абс. отм. минус 3054,3 – 3059,3 м) был получен приток нефти дебитом 44м3/сут.

В предыдущем подсчете запасов граница залежи была принята по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 12 на абс. отметке минус 3064,4 м.

В данной работе, в результате переинтерпретации данных ГИС, самая низкая подошва нефтенасыщения в скважине 10 на абс. отметке минус 3061,3 м.

Граница залежи принята по данным ГИС на абс. отметке минус 3061,3 м.

Залежь пластовая, литологически - экранированная. Высота залежи равна 23,4 м, размеры в пределах контура нефтеносности 3,2 х 1 км. Коэффициент песчанистости равен 0,47, расчленённость – 4,8.

Западно - Широкинский купол

Пласт ДI

На Западно – Широкинском куполе пласт ДI залегает на средней глубине 3086 м. Представлен также чередованием песчаника с глинистыми разностями. Толщина проницаемых прослоев колеблется от 0,5 м (скв. 16) до 3,3 м (скв. 20), толщина разделяющих прослоев изменяется от 0,3 м до 8,4 м. Значения эффективной толщины по скважинам изменяются от 3 м (скв. 18) до 8,2 м (скв. 20). Покрышкой залежи пласта ДI служат плотные глины и алевролиты толщиной до 12м.

Залежь нефти пласта вскрыта скважинами 14, 16, 18, 20. Промышленная нефтеносность залежи была доказана перфорацией пласта в скв.14, где из интервалов перфорации 3112-3116 м, 3119-3125 м (абс. отм. минус 3035,8-3039,8 м, 3042,8-3048,8 м) в 1987 году получен приток нефти дебитом 70м3/сут..

В скв.16 подошва нефтенасыщения на абс. отм. минус 3058,3 м и при перфорации интервала пласта минус 3054,3-3058,3 м получен фонтанный приток нефти 68 м3/сут.

Граница залежи принимается по самой низкой отметке подошвы нефтенасыщенного пласта и НДП в скв.16 на абсолютной отметке минус 3058,3 м.

Залежь Западно-Широкинского купола пластового типа. Размеры залежи составляют 3,1х2,2 км, высота–24,8 м. Коэффициент песчанистости равен 0,53, расчленённость – 3,3. 0,009.

Геолого-физическая характеристика, характеристика продуктивных пластов представлена в таблице.1.1.

Таблица 1.1

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Параметры	Ильменёвское  поднятие
Московский ярус С2m, пласт А-0 (осн. залежь)	Московский ярус С2m, пласт А-0  (р-н скв.5)	Московский ярус С2m, пласт А-2	Башкирский ярус С2b, пласт А-4 (осн. залежь)	Башкирский ярус С2b, пласт А-4  (р-н скв.5)	Визейский ярус С1v, пласт Б-0	Визейский ярус С1v, пласт Б-2	Турнейский ярус С1t, пласт В-1
Категория запасов	С1	С2	В	А	С1	С1	А	С2
Средняя глубина залегания, м	1536	1564	1572	1634	1658	2179	2230	2222
Тип залежи	пластовый	массивный	неполно-пластовый	массивный	пластовый	неполно-пластовый	массивный
Тип коллектора	карбонатный	карбонатный	терригенный	карбонатный	карбонатный	терригенный	терригенный	карбонатный
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2	730	345	750	2565	825	3544	5431	1400
Средняя общая толщина, м	5.4	2.2	4.9	10.4	8.2	3	9	1.4
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	4.2	1.5	4.1	5.8	2.8	2.9	6.6	1.2
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	-	-	-	-	-	-	-	-
Пористость, %	19	19	21	20	16	17	20	11
Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед.	0.8	0.8	0.71	0.85	0.74	0.86	0.93	0.81
Проницаемость, мД	56.5	56.5	234.3	378.8	51.4	363.4	1143.8	6
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0.78	0.82	0.82	0.66	0.6	1	0.94	0.88
Коэффициент расчленённости, доли ед.	3.1	3	2.1	4.9	3.5	1	1.4	1.3
Начальная пластовая температура, 0С	40	40	42	44	44	55	57	57
Начальное пластовое давление, МПа	17.46	17.46	18.07	18.4	18.4	22.74	25.39	25.39
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	7.11	7.11	7.11	2.57	3.05	28.63	2.67	2.63
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа*с	22.15	22.15	22.15	8.28	7.79	228.27	9.75	8.35
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0.826	0.826	0.826	0.808	0.813	0.892	0.813	0.819
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0.855	0.855	0.855	0.832	0.835	0.921	0.841	0.848
Абсолютная отметка ВНК, м	-1502	-1523.7	-1542	-1613	-1626.5	-2145.5	-2190	-2218
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1.069	1.069	1.069	1.069	1.074	1.047	1.068	1.077
Пересчётный коэффициент нефти, доли ед.	0.935	0.935	0.935	0.935	0.931	0.955	0.936	0.929
Содержание серы в нефти, %	1.66	1.66	1.66	1.63	1.75	3.19	1.7	1.46
Содержание парафина в нефти, %	4.37	4.37	4.37	5.4	5.6	5.27	5.67	4.46
Давление насыщения нефти газом, Мпа	5.2	5.2	5.2	5.51	5.78	5.77	4.47	4.68
Газосодержание нефти, м3/т	24.2	24.2	24.2	29.1	31.8	14	23.83	27.7
Содержание сероводорода, %	отс.	отс.	отс.	0.34	0.6	отс.	0.98	0.23
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3	1.16	1.16	1.16	1.16	1.16	1.15	1.16	1.16
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3	1.17	1.17	1.18	1.18	1.18	1.17	1.18	1.18
Сжимаемость, 1/МПа*10-4
нефти	9.52	9.52	9.52	10.73	11.25	6.77	10.3	10.32
воды	2.47	2.47	2.47	2.47	2.47	2.47	2.47	2.47
породы	5.123	5.123	4.901	5.008	5.528	5.381	5.008	6.525
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0.666	0.666	0.639	0.723	0.644	0.52	0.774	0.526
Коэффициент продуктивности,  м3/сут*МПа	0.8	-	1.05	3.5	0.18	0.3	8	-

       Продолжение таблицы 1.1