Геологическая часть (стр. 2 )

В стратиграфической колонке верхнетурнейский подъярус представлен двумя горизонтами: кизеловским и черепетским. На Северо-Красноярском месторождении геолого-геофизические различия между пластами этих горизонтов, представленных пористыми органогенными известняками, отсутствуют. Поэтому при подсчете запасов () продуктивные карбонатные отложения именуются, как верхнетурнейский подъярус – пласт Т1. Переслаивание пористо - проницаемых пропластков и плотных разностей затрудняет определение водонефтяного контакта по данным ГИС в некоторых скважинах.

Залежи приурочены к сводовым частям структур и относятся к категории массивных.

Залежь пласта Т1 Северо‐Восточного купола. В контуре нефтеносности залежи пробурены 13 скважин (№№ 000, 227, 230, 232, 233, 273, 276, 277, 278, 279, 280, 281, 214).

Скважинами №№ 000, 236 вскрыт водонасыщенный коллектор. Скважина № 000 по ГИС в верхней части нефтенасыщена. Кровля продуктивного пласта залегает в интервале глубин1599,8 - 1633,6 м. Средняя глубина составляет 1614,4 м.

По результатам испытания получен приток нефти из трех скважин №№ 000, 273 и 279 соответственно от 10 - 24 т/сут. В скважине № 000 при совместном опробовании с пластом Б2 получена безводная нефть дебитом 24 т/сут. В скважинах №№ 000, 280 и 281 получена нефть с водой.

ВНК принят на абсолютной отметке минус 1523,0 м. Размеры залежи с учетом принятого ВНК равны 3,4 -1,8 км. Этаж нефтеносности достигает 11,7 м.

Общая толщина пласта в пределах выделенных эффективных толщин по скважинам изменяется от 0,4 м (скв. № 000) до 11,7 м (скв. № 000), средняя равна 5,9 м. Суммарная эффективная толщина колеблется в диапазоне 0,4-11,7 м, средняя 5,3 м.

В скважинах №№ 000, 214, 227, 233, 276, 277, 278, 280, 281 продуктивный пласт представлен одним прослоем, толщиной 0,4 - 11,7 м. В скважинах №№ 000, 232, 273, 279 нефтенасыщенная часть пласта по ГИС представлена 2 - 4 проницаемыми прослоями суммарной толщиной 1,9 - 10,6 м. Разделяющие перемычки имеют толщину 0,5 - 1,2 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам увеличивается на склонах купола от 0,4 - 1,9 м (скв. 233, 227, 230), до 10,6 - 11,7 м (скв. №№ 000, 276) - в сводовой части.

Коэффициент расчлененности и песчанистости нефтенасыщенной части пласта составляют соответственно 1,46 и 0,885.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта равна 4,4 м. Объем залежи составляет 19485 тыс. м3.

Залежь пласта Т1 Юго‐Западного купола отделяется от Северо-Восточного поднятия прогибом. В контуре нефтеносности залежи пробурены 19 скважин (№№ 000, 188, 189,192, 195, 196, 198, 229, 231, 234, 235, 270, 271, 272, 274, 275, 284, 285, 288).

По данным испытания в скважинах №№ 000, 212, 286 (пробуренных в зоне прогиба), №№ 000, 228, 237 (пробуренных в законтурных областях) и в скважинах №№ 000,289 - пласт водонасыщен.

Продуктивность залежи подтверждена 19 скважинами (№№ 000, 188, 189, 192,195, 196, 198, 229, 231, 234, 235, 270, 271, 272, 274, 275, 284, 285, 288), при опробовании которых в колонне в 15-и скважинах был получен промышленный приток безводной нефти, в 4-х – нефть с водой.

Кровля продуктивного пласта залегает в интервале глубин 1589,0 - 1658,8 м. Средняя глубина составляет 1627,8 м.

ВНК в скважине № 000 установлен на отметке минус 1523,3м. При подсчете запасов ВНК принят на абсолютной отметке минус 1523,0 м.

Залежь имеет форму, вытянутую в северо-западном направлении. Размеры ее в пределах контура нефтеносности 6,6 -2,2 км. Этаж нефтеносности 23,2 м.

Общая нефтенасыщенная толщина пласта изменяется в пределах 0,6 - 22,3 м составляя в среднем 12,7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0,6 до22,3 м и в среднем равна 11,5 м.

В большинстве скважин пласт представлен одним нефтенасыщенным прослоем толщиной от 0,6 (скв. № 000) до 22,3 (скв. № 000) м.

В остальных скважинах нефтенасыщенная часть пласта по ГИС представлена двумя(№ 000), тремя (№№ 000, 189), четырьмя (№№ 000, 288) и пятью (№ 000) проницаемыми прослоями суммарной толщиной от 8,5 – 18,9 м. Плотные перемычки, разделяющие их, имеют толщину от 0,1 до 5,4 м.

Нефтенасыщенная толщина по скважинам увеличивается от 4,8 – 10,1 м (скв. №№ 000, 234, 270, 285, 288, 275) - на склонах поднятия до 12,5 - 22,2 м (скв. №№ 000, 198) и22,3 м (скв. № 000) – в его сводовой части.

Коэффициент расчлененности и песчанистости нефтенасыщенной части пласта составляют соответственно 1,65 и 0,924.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта равна 9,1 м. Объем залежи составляет 80849 тыс. м3.

Таким образом, по степени сложности геологического строения выявленных залежей нефти, связанных с неоднородными песчаными и карбонатными коллекторами, месторождение относится к категории сложных. На Северо-Красноярском месторождении в 1967 г. завершено разведочное бурение и уже выполнен объем эксплуатационного бурения на основные продуктивные пласты. Наиболее полно изучены коллекторские свойства залежей пласта Т1.

В виду отсутствия бурения новых скважин в 2008-2012 гг. геолого-физические характеристики рассматриваемых пластов остались без изменения.

Подземные воды турнейского яруса

Водоносными породами в отложениях турнейского яруса являются известняки с прослоями доломитов, водоупорными породами - плотные известняки, глины и глинистые алевролиты бобриковского горизонта. Пористость коллекторов определялась по геофизическим данным. Начальное пластовое давление составляет 16,35 МПа. Воды турнейского яруса - напорные.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация вод изменяется от 36 до 262 г/л, плотность в среднем составляет 1,15г/м3 , вязкость составляет 1,16 мПаЧс.

По преобладающим компонентам воды являются хлоридно-натриевыми рассолами. РН растворов составляет 5 - 7.

Из микрокомпонентов в подземных водах содержится (мг/л ) бром-562, бор - 250,сероводород - 108.

Водорастворенный газ метаново - азотного состава. Газонасыщенность подземных вод составляет 425 см3/л объемный коэффициент от 0,2 до 1,4. Сумма углеводородных газов более 27 %, упругость газа колеблется в пределах 80 кг/см2 [5].

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Из залежей пласта Т1 исследованы 32 глубинных и 49 поверхностных проб, в том числе из залежи Северо-Восточного поднятия – 7 глубинных и 8 поверхностных проб, а из залежи Юго-Западного поднятия – 25 глубинных и 41 поверхностных проб [8,9].

Залежь нефти пласта Т1 Северо‐Восточного купола

Свойства нефти залежи охарактеризованы по семи глубинными и восьми поверхностными пробами.

В пластовых условиях нефть залежи пласта Т1 в среднем имеет плотность 0,8740(0,8647 - 08961) г/см3, вязкость – 15,66 (12,8 - 20,13) мПаЧс, давление насыщения – 5,98(5,18 - 7,33) МПа, газосодержание - 30,78 (27,3 – 36,3) м3/м3.

По расчету института «Гипровостокнефть» при дифференциальном 4-х ступенчатом разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях нефть имеет плотность 0,8978 г/см3,газовый фактор – 23,1 м3/т, объемный коэффициент - 1,0569 (пересчетный – 0,946).

Дегазированная нефть в поверхностных условиях имеет плотность 0,8936-0,906 (в среднем 0,899) г/см3, вязкость – 64,34 - 139,87 (в среднем - 83,24) мПаЧс, температуру застывания - 6 - 15 (в среднем - 11) оС, начала кипения - +46-70 (в среднем +62) оС. При разгонке данной нефти выход легких фракций достигает (%): 3 - 6 (до 100 оС), 16 - 20 (до 200 оС), 34 - 48 (до 300 оС). В ней содержатся (весовые %): асфальтены – 3,84 – 6,88 (в среднем 5,56), смолы силикагелевые – 17,83 - 27,83 (в среднем 20,69), парафины – 4,35 - 7,08 (в среднем 5,84), сера –2,95 - 3,45.

Плотность нефти в поверхностных условиях принята равной 0,89 г/см3 (среднее значении по всем пробам двух залежей). По товарной характеристике нефть высокосернистая (3,21%), высокосмолистая (20,69 %), парафинистая  (5,84 %).

Содержание компонентов (мольные %) в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, согласно подсчета запасов, взято по аналогии с Саврушинским месторождением, составило: сероводород –0,98, азот – 15,87, углекислый газ – 0,83, метан - 33,99, этан – 21,89, пропан –20,40, бутаны– 4,21, гелий – 0,010. Относительная плотность газа по воздуху – 1,037.

Содержание компонентов составило: сероводород – 0,55 %, азот – 10,75 %, углекислый газ – 1,06 %, метан – 27,69 %, этан – 26,1 %, пропан – 26,4 %, бутаны – 4,88 %,гелий – 0,0326 %. Относительная плотность газа по воздуху составляет 1,118.

Залежь нефти пласта Т1 Юго‐Западного купола

Свойства нефти залежи охарактеризованы 25-ю глубинными и 41-ой поверхностными пробами.

В пластовых условиях нефть рассматриваемой залежи имеет плотность 0,8591(0,8297 - 08783) г/см3, вязкость – 10,52 (5,37 - 16,4) мПаЧс., давление насыщения – 6,55(2,21 - 8,85) МПа, газосодержание – 35,15 (17,34 – 47,7) м3/м3.

По расчету института «Гипровостокнефть» при дифференциальном 4-х ступенчатом разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях нефть имеет плотность 0,8867 г/см3,газовый фактор – 25,9 м3/т, объемный коэффициент - 1,0655 (пересчетный – 0,938).

Дегазированная нефть в поверхностных условиях имеет плотность 0,8894 -0,9210 (в среднем 0,898) г/см3, вязкость – 34,73 - 141,65 (в среднем – 57,9 мПаЧс.), температуру застывания - 2 - 18 (в среднем – 12) оС, начала кипения - +40 - 82 (в среднем +60) оС. При разгонке данной нефти выход легких фракций достигает (%): 2 - 7 (до 100 оС), 14 - 24 (до 200 оС), 36 - 48 (до 300 оС). В ней содержатся (весовые %): асфальтены – 2,12 – 9,64 (в среднем 5,20), смолы силикагелевые – 12,07 - 23,63 (в среднем 18,49), парафины – 4,19 -7,66 (в среднем 6,03), сера –2,19 - 3,79.

Плотность нефти в поверхностных условиях принята равной 0,89 г/см3 (среднее значении по всем пробам двух залежей). По товарной характеристике нефть высокосернистая (3,35 %), высокосмолистая (18,49 %), высокопарафинистая (6,03 %).

Содержание компонентов (мольные %) в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях (по аналогии с Саврушинским месторождением): сероводород – 0,98, азот – 15,87, углекислый газ – 0,83, метан - 3,99,этан – 21,89, пропан –20,40, бутаны – 4,21, гелий – 0,010. Относительная плотность газа по воздуху – 1,037.