Геологическая часть (стр. 3 )

Восточно-Никольское поднятие І купол. ВНК принят на абс. отм. минус 2109,2м. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2,2м до 6,6м. Залежь пластовая сводовая. Размер залежи 1,1Ч1,1км, высота – 11,5м. Коэффициент эффективности (песчанистости) равен 0,79, расчлененности – 2,2.

Наличие залежи нефти в пласте Дл на ІІ куполе установлено по данным ГИС. ВНК по залежи принят на абс. отм. минус 2151,3м. Залежь пластовая сводовая. Размер залежи 2,4Ч2,0км, высота – 26,6м. Коэффициент эффективности (песчанистости) равен 0,81, расчлененности – 2,0.

Суравинское поднятие. ВНК определена на абс. отметке минус 2133,5м. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 5,2м до 9,8м. Залежь пластовая сводовая. Размер залежи 1,1Ч1,8км, высота 23,5м. Коэффициент эффективности (песчанистости) равен 0,52, расчлененности – 4,7.

Залежь нефти по пласту Дл на Ново-Петропавловском поднятии выявлена по данным ГИС. ВНК принят на абс. отм. минус 2098,1м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 6,5 до 7,7м. Залежь пластовая сводовая. Размер залежи 0,8Ч1,5км, высота 13,8м. Коэффициент эффективности (песчанистости) равен 0,63, расчлененности – 4,5.

Пласт Д-I′ приурочен к кровле пашийского горизонта, представлен песчаниками, залегает на глубине 2920м. Состоит из 1-3 проницаемых прослоев.

Восточно-Никольское поднятие - I купол. ВНК принят на абс. отметке минус 2821,2м. Нефтенасыщенная толщина по залежи изменяется от 2,1 до 2,2м. Залежь по типу пластовая, литологически ограниченная, ее размер 1,4Ч1,0км. Высота залежи 26,0м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности равны по 1,0.

Ново-Петропавловское поднятие. ВНК принят на абс. отм. минус 2797,4м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,7м до 6,2м. Залежь пластовая сводовая, ее размер 0,6Ч1,5км. Высота залежи 32,5м. Коэффициент песчанистости равен 0,76, расчлененности – 2,5.

Пласты Д-II+ Д-I Спиридоновское поднятие. Нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется от 8,5 м до 16,0 м. В границах залежи пласт неоднороден: коэффициент песчанистости равен 0,63, расчленённости – 4,0. Залежь пластовая, литологически и тектонически экранированная. Размеры залежи в плане 3,65Ч1,6 км, установленная высота залежи – 27,2 м. ВНК принят на абс. отм. минус 2859,0  м.

Геолого-физическая характеристика пластов Никольско-Спиридоновского месторождения приводится в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Никольско-Спиридоновского месторождения

Параметры	Пласты
Восточно-Никольское поднятие, I купол
А-4*	Б-2`**	Б-2	В-1***	ДЛ****	Д-I`
С2	С1	В	С1	С1	С1
Cредняя глубина залегания, м	1560	2147	2135	2163	2225	2942
Абсолютная отметка ВНК, м	-1446,8	-2015,7	-2027,5	-2048,4	-2109,2	-2821,2
Тип залежи	пластовая сводовая	пластовая сводовая литологически ограниченная	пластовая сводовая	массивная	пластовая сводовая	пластовая, литологически ограниченная
Тип коллектора	карбонатный	терригенный	терригенный	карбонатный	карбонатный	терригенный
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2	1566	1228	2812	1352	1234	908
Средняя общая толщина, м	1,50	2,00	15,10	16,80	6,00	2,20
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	1,5	1,3	4,9	3,70	3,10	2,20
Коэффициент пористости, доли ед.	0,16	0,18	0,23	0,11	0,11	0,13
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.	0,82	0,89	0,88	0,88	0,84	0,90
Проницаемость, мкм2	0,199	1,124	1,148	0,016	0,018	0,050
Коэффициент песчанистости, доли ед.	1,00	1,00	0,69	0,60	0,79	1,00
Расчлененность, ед.	1,10	1,00	2,40	10,30	2,20	1,00
Начальная пластовая температура, °C	38	53	53	55	56	70
Начальное пластовое давление, МПа	16,3	24,65	25,0	25,1	25,5	33,4
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПаЧс	2,22	2,59	2,59	2,400	3,04	2,37
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,802	0,808	0,808	0,806	0,824	0,777
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,825	0,842	0,842	0,847	0,843	0,858
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,067	1,068	1,068	1,084	1,028	1,165
Содержание серы в нефти, %	1,41	1,60	1,60	1,36	0,98	1,28
Содержание парафина в нефти, %	4,29	5,04	5,04	5,40	7,20	3,50
Давление насыщения нефти газом, МПа	4,12	4,02	4,73	3,32	1,17	5,83
Газосодержание, м3/т	23,79	26,53	22,30	25,07	3,07	44,60
Содержание сероводорода, %	1,03	0,75	0,75	0,21	отс.	отс.
Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс	1,17	0,95	0,95	0,93	0,92	0,88
Плотность воды в пластовых условиях, г/см3	1,1603	1,1568	1,1568	1,1532	1,1534	1,1632
Плотность воды в поверхностных условиях, г/см3	1,1715	1,1758	1,1758	1,1735	1,1743	1,1938
Сжимаемость,  1/МПаЧ10-4
нефти	9,07	9,36	9,19	9,30	9,50	97,79
воды	2,49	2,45	2,45	2,47	2,48	2,26
породы	5,21	5,44	4,88	7,95	7,95	6,28
Коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)	0,6	0,6	3,0	0,6	0,6	0,5
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,614	0,720	0,717	0,575	0,557	0,631
* - параметры нефти - по аналогии  с Никольским поднятием
** - по аналогии с  пл. Б2 Восточно-Никольским поднятием I купола
*** - по аналогии с Западно-Спиридоновским поднятием Южного купола
**** - по аналогии с Восточно-Никольким поднятием II купола

Продолжение таблицы 1.1

Параметры	Пласты
Восточно-Никольское поднятие, II купол	Западно-Спиридоновское поднятие
А-4*	Б-2`	Б-2**	В-1***	ДЛ	Б-2`	В-1 Южный купол
С1	В	С1	С1	С1	С1	С1
Cредняя глубина залегания, м	1542	2137	2139	2175	2237	2117	2153
Абсолютная отметка ВНК, м	-1468,4	-2049,3	-2042,0	-2078,0	-2151,3	-2034,2	-2112,5
Тип залежи	массивная	пластовая сводовая	неполнопластовая	массивная	пластовая сводовая	пластовая сводовая литологически ограниченная	массивная
Тип коллектора	карбонатный	терригенный	терригенный	карбонатный	карбонатный	терригенный	карбонатный
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2	706	2448	605	1151	2268	1284	1210
Средняя общая толщина, м	27,40	2,40	14,90	18,80	7,80	3,80	13,20
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	1,8	1,5	3,2	5,00	4,30	1,70	1,60
Коэффициент пористости, доли ед.	0,17	0,19	0,20	0,12	0,10	0,20	0,08
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.	0,73	0,84	0,85	0,83	0,77	0,88	0,73
Проницаемость, мкм2	0,054	1,203	1,259	0,015	0,007	1,458	0,030
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,40	0,88	0,87	0,63	0,81	0,65	0,52
Расчлененность, ед.	5,70	1,00	2,50	7,20	2,00	2,00	3,00
Начальная пластовая температура, °C	38	53	53	55	56	50	55
Начальное пластовое давление, МПа	16,0	24,6	25,0	25,2	25,8	24,5	25,6
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПаЧс	2,22	2,85	2,59	2,4	3,04	13,45	2,40
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,802	0,801	0,808	0,806	0,824	0,885	0,806
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,831	0,842	0,842	0,865	0,843	0,896	0,847
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,067	1,103	1,068	1,084	1,028	1,036	1,084
Содержание серы в нефти, %	1,41	1,94	1,60	2,48	0,98	2,48	1,64
Содержание парафина в нефти, %	4,29	4,16	5,04	4,38	7,20	3,80	3,47
Давление насыщения нефти газом, МПа	4,12	4,02	4,73	3,32	1,17	4,41	3,35
Газосодержание, м3/т	20,15	23,96	26,53	25,63	3,07	15,70	25,07
Содержание сероводорода, %	1,00	0,30	0,75	0,21	отс.	0,43	0,21
Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс	1,17	0,95	0,95	0,93	0,92	0,99	0,93
Плотность воды в пластовых условиях, г/см3	1,1603	1,1568	1,1568	1,1532	1,1534	1,1587	1,1532
Плотность воды в поверхностных условиях, г/см3	1,1715	1,1758	1,1758	1,1735	1,1743	1,1758	1,1735
Сжимаемость,  1/МПаЧ10-4
нефти	9,07	9,36	9,19	9,30	9,50	7,65	9,30
воды	2,49	2,45	2,45	2,47	2,48	2,45
породы	4,84	5,31	5,19	7,25	8,77	5,19	10,92
Коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа)	0,2	0,7	5,3	0,2	0,3	0,6	0,1
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,556	0,706	0,711	0,549	0,504	0,726	0,497
* - параметры нефти - по аналогии с Никольским поднятием
** - по аналогии с Восточно-Никольским поднятием I купола
*** - по аналогии с Западно-Спиридоновским поднятием Южного купола

Продолжение таблицы 1.1