Без имени (стр. 5 )

Для геометризации залежи принято среднее положение ВНК на абс. отм. минус 1064-1070 м.

Нефтенасыщенные толщины принимались по факту в каждой отдельной скважине.

Нефтяная залежь массивного типа. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 11,1Ч2,9 км, высота в среднем составляет 37,5 м.

Пласт А-4 район скв.273

Продуктивный пласт А-4 выделяется на средней глубине 1261 м. Подстилается пласт пачкой плотных известняков.

В контуре нефтеносности пробурено две скважины.

Общая толщина пласта выше положения ВНК, эффективная и нефтенасыщенная в пределах залежи составила 2,0-2,4 м.

В разрезе нефтеносной залежи количество проницаемых пропластков составляет 1. Коэффициент доли коллектора составляет 1, расчленённость – 1.

Залежь нефти пласта А-4 была выявлена только по данным ГИС.

По материалам ГИС граница водонефтяного раздела не фиксируется. Положение ВНК принято по подошве нефтенасыщенного коллектора пласта А-4 в скв.273 на абс. отм. минус 1065,5 м.

Нефтяная залежь массивного типа. Размеры её в пределах контура нефтеносности составляют 0,5Ч0,3 км, высота в среднем составляет 2,6 м.

1.7 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

Средние значения фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) и начальной нефтенасыщенности продуктивных пластов Белозерско-Чубовского месторождения оценивались по керну, комплексу промыслово-геофизических (ГИС) и гидродинамических исследований скважин (ГДИ) [1].

Значения начальной нефтенасыщенности полученные по данным ГИС и с использованием зависимостей остаточной водонасыщенности от пористости, а также принятые в данной работе значения данного параметра приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Сравнение коэффициента нефтенасыщенности, определённого различными методами, и принятые значения

Пласт	Участок, район	Значение Кнн, полученное с использованием зависимости Ков = f(Кп), доли ед.	Кнн по ГИС	Кнн прин., доли ед.
кол-во скв.	кол-во учт. опред-й	средн. знач., доли ед.
А-4	Западный		19	35	0,808	0,81
А-4	р-н скв.203		3	5	0,809	0,81
А-4	Центральный +Восточный		101	328	0,815	0,81
А-4	р-н скв.273		2	2	0,805	0,8

Сопоставление средних значений проницаемости полученных по керну, ГДИ и петрофизическим зависимостям приводятся в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Значения фильтрационной характеристики продуктивных пластов, оценённые различными методами и принятые значения

Пласт	Участок, район	Кпр по керну	Кпр по завис-ти от приня- того Кп, мкм2	Средневзвешенное значение Кпр, рассчитанное для интервалов ГИС с использованием зависимости Кпр=f(Кп)	По	Принятое значение Кпр, мкм2
ГДИ
кол-во скв.	кол-во учт. опред-й	средн. знач., мкм2	кол-во	кол-во	средн.	средн.
скв.	учт.	знач.,	знач.
	опред-й	мкм2	мкм2
А-4	Западный	4	18	0,178	0,0044	4	37	0,004	-	0,004
А-4	р-н скв.203	-	-	-	0,0044	3	5	0,005	-	0,004
А-4	Центральный+ Восточный	12	77	0,029	0,0044	108	366	0,004	0,0341	0,004
А-4	р-н скв.273	-	-	-	0,0038	2	2	0,004	-	0,004

1.8 Свойства и состав нефти и газа

Пласт А-4

Западный участок

Глубинные пробы нефти из данного пласта не отбирались. Была отобрана только одна поверхностная проба из скв.104. Остальные параметры нефти и газа приняты по аналогии с одноименным пластом Центрального участка.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 1,98%), смолистая (9,25%), парафинистая (5,09%), а динамическая вязкость разгазированной нефти – 11,94 мПаЧс. Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 45,0%.

Район скв.203

Исследования нефтей по данной залежи отсутствуют. Физико-химические свойства нефти и газа приняты по аналогии с залежью пласта А-4 Центрального+Восточного участка.

Центральный+Восточный участок

Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследований трех глубинных проб из скв.45, 53, 123 и восьми поверхностных проб, отобранных из шести скважин.

По результатам исследований этих проб и расчётов: плотность пластовой нефти – 825,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (23,5 0С) – 4,60 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 25,80 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 6,20 мПаЧс.

По результатам расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 854,0 кг/м3, газосодержание – 22,40 м3/т, объёмный коэффициент – 1,068, динамическая вязкость разгазированной нефти – 11,85 мПаЧс.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании: сероводорода – 1,76%, углекислого газа – 0,99%, азота+редкие – 20,82%, гелия – 0,030, метана – 17,48%, этана – 27,05%, пропана – 21,18%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 31,90%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,174, а теплотворная способность – 53995,0 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 1,90%), смолистая (9,21%), парафинистая (5,03%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 46,0%.

Район скв.273

Свойства нефти и газа данного района изучению не подвергались и принимаются по аналогии с Центральным+Восточным участком.

1.9 Сводная геолого-физическая характеристика

Геолого-физическая характеристика, характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта А4 Белозёрско-Чубовского месторождения представлена в табл. 1.3 [1].

Таблица 1.3

Параметры	Пласты
А4
Западный	р-он скв.203	Центральный +Восточный	р-он скв.273
Cредняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м	1100	1113	1177	1261
Тип залежи	массивный	массивный	массивный	массив ный
Тип коллектора	карбонатный	карбонат-ный	карбонатный	карбонат ный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	9381	662,5	24698	123
Средняя общая толщина, м	12,5	6,6	16,2	1,0
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	3,0	2,5	5,0	1,0
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
Коэффициент пористости, доли ед.	0,12	0,12	0,12	0,11
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,81	0,81	0,81	0,8
Проницаемость,·мкм2	0,004	0,004	0,004	0,004
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,43	0,38	0,48	1,00
Расчлененность, ед.	3,1	3,3	4,6	1,0
Начальная пластовая температура, °C	23,5	23,5	23,5	24
Начальное пластовое давление, МПа	11,81	11,84	11,82	12,02
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПаЧс	6,20	6,20	6,20	6,20
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПаЧс	11,94	11,94	11,94	11,94
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,825	0,825	0,825	0,825
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,854	0,854	0,854	0,854
Абсолютная отметка ВНК, м	-1050	-1049,6	-1064-1070	-1065
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,068	1,068	1,068	1,068
Пересчетный коэффициент, доли ед.	0,936	0,936	0,936	0,936
Содержание серы в нефти, %	1,98	1,90	1,90	1,90
Содержание парафина в нефти, %	5,09	5,03	5,03	5,03
Давление насыщения нефти газом, МПа	4,60	4,60	4,60	4,60
Газосодержание, м3/т	22,40	22,40	22,40	22,40
Содержание сероводорода, %	0,36	0,36	0,36	0,36
Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс	1,55	1,55	1,55	1,54
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,1645	1,1645	1,1645	1,1642
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,1670	1,1670	1,1670	1,1670
Средняя продуктивность, м3/сутЧМПа
Сжимаемость,  1/МПаЧ10-4
нефти	9,58	9,58	9,58	9,58
воды	2,55	2,55	2,55	2,55
породы	6,279	6,279	6,279	6,525
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,491	0,491	0,491	0,485

1.10 Подсчёт запасов нефти и газа объёмным методом

Объёмный метод подсчёта запасов нефти широко распространён и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.