 |
Тульский горизонт. Бобриковский горизонт. Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс
|
|
|
|
Тульский горизонт
Пласт Тл2-а выдержан по площади, замещение проницаемых пропластков плотными породами наблюдается только в двух скважинах 452, 445. Залежь пласта Тл2-а пластовая сводовая, с размерами в пределах контура нефтеносности 2-3. 6× 8. 5 км, высота залежи 75. 2 м. По результатам бурения и испытания эксплуатационных скважин 475, 478, 479, ВНК для продуктивных пластов тульского горизонта является единым и принят на отметке минус 1205 м. Область максимальных нефтенасыщенных толщи расположена линейно вдоль восточного борта структуры. Общая толщина пласта изменяется от 4. 9 до 18. 2 м и в среднем составляет 9. 0 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4. 1 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 4. 9 м (интервал изменения от 1. 5 до 16. 9), коэффициент песчанистости – 0. 54 доли ед, расчлененности - 0. 61 доли ед, (таблица 3. 1, 3. 2).
Пласт Тл2-а отделяют от пласта Тл2-б прослои глин (1. 6 - 4. 0 м) и известняка (2-3 м).
Как уже отмечалось выше, по условиям седиментации пласт Тл2-б неоднороден по площади, отсутствие коллектора отмечено в скважинах 360, 369, 383, 394, 422, 428, 430, 463, 480.
Залежь пластовая сводовая, размеры ее 1. 4-3. 2× 8. 2 км, высота – 58. 4 м.
Общая толщина пласта изменяется от 1. 5 до 5. 8 м и в среднем составляет 2. 82 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2. 0 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 1. 9 м (интервал изменения от 0. 4 до 4. 0 м), коэффициент песчанистости – 0. 67 доли ед, расчлененности - 0. 78 доли ед, (таблица 3. 1, 3. 2).
Бобриковский горизонт
В результате корреляции установлено, что к бобриковским отложениям приурочено два продуктивных плата - пласты Бб1 и Бб2.
|
|
|
Залежь пласта Бб1 пластовая сводовая, литологически экранированная, характеризуется наиболее резко выраженной литолого-фациальной изменчивостью по площади и расчлененностью в вертикальном разрезе. Нефтяная залежь раздроблена на 6 небольших линз со следующими параметрами:
р-н скважины 395 - размеры линз: 0. 4 - 2. 25 × 4, 25 км, высота - 42. 9 м;
р-н скважины 416 - 1. 5 – 0. 25× 1. 5км, высота - 42. 8 м;
р-н скважины 377 - 0. 87 × 3. 51 км, высота - 25. 4 м;
р-н скважины 382 - 7. 0 × 3. 0 км, высота - 23. 7 м;
р-н скважины 365 - 0. 61 × 0. 85 км, высота - 8. 5 м;
р-н скважины 351 - 0. 41 × 1. 35 км, высота - 0. 6 м.
ВНК для залежи принят на отметке минус 1198 м.
Общая толщина пласта изменяется от 11. 3 до 22. 0 м и в среднем составляет 17. 9 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1. 5 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 3. 05 м (интервал изменения от 1. 5 до 16. 9). Количество пропластков изменяется от 1 до 3, коэффициент расчлененности - 0. 34 доли ед, песчанистости – 0. 19 доли ед (таблица 3. 1, 3. 2).
Пласт Бб2 сложен хорошо проницаемыми песчаниками, в кровле и подошве пласта часто прослеживаются глинистые прослои. По результатам бурения и испытания эксплуатационных скважин 475, 478, 479, ВНК для залежей пласта Бб2 принят на отметке минус 1205 м.
Залежь по типу пластовая сводовая, размеры ее 5. 8× 2. 3 км, высота залежи 48. 2 м.
Общая толщина пласта изменяется от 9. 8 до 26. 5 м и в среднем составляет 15. 7 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7. 7 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 8. 13 м (интервал изменения от 1. 3 до 18. 8). Область максимальных нефтенасыщенных толщи линейно простирается с востока на северо-запад, вдоль восточного борта структуры. Коэффициент песчанистости – 0. 68 доли ед, расчлененности - 0. 26доли ед, (таблица 3. 1, 3. 2).
|
|
|
Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс
Нефтегазоносность комплекса связана с мелководно карбонатными морскими отложениями турнейского яруса (пласт Т). Залежь нефти заключена в фораминиферово-сгустковых, сгустково-комковатых известняках, образованных в результате перекристаллизации и грануляции водорослевых и фораминиферовых разностей.
ВНК принят на отметке минус 1200 м. Покрышкой залежи являются аргиллиты, глинистые алевролиты и известняки малиновского надгоризонта. Залежь пласта пластовая сводовая, водоплавающая, размеры ее 1. 7× 1. 1 км, высота залежи 23 м.
Минимальное количество пропластков 2 (скважина 394), максимальное 14 (скважин 402). Средние значения коэффициентов песчанистости и расчлененности соответственно равны 0. 79 доли ед. и 0. 44 доли ед. (таблица 3. 2).
Общая толщина пласта изменяется от 21. 7 до 30. 9 м. Средневзвешенная по объему эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3. 9 м, средневзвешенная по толщине (по скважинам) – 5. 8 м (интервал изменения от 0. 4 до 12. 1). (таблица 3. 2).
1. 5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
Свойства и состав нефти, газа и воды Гондыревского месторождения определены по пластам КВ1, В3В4, Бш, Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2 и Т. Пластовые нефти Гондыревского месторождения находятся в условиях пластовых давлений от 10 (пласт Бш) до 15 МПа (пласт Бб) и температур от 18. 5 (пласт Бш) до 29. 0 0С (пласт Бб). В условиях пласта нефти недонасыщены газом, давление насыщения их ниже пластового и изменяется в диапазоне от 5. 3 (пласты КВ1 и В3В4) до 8. 7 МПа (пласт Бб2). По значениям вязкости в пластовых условиях, нефти месторождения повышенной вязкости (от 12. 27 до 16. 39 мПа·с) [10]. Плотность нефтей в пластовых условиях меняется от 865. 0 (пласт Т) до 877. 0 кг/м3 (пласт Бш).
Компонентный состав нефти после дифференциального разгазирования не исследовался. Недостаточно определялось содержание сероводорода в выделяющемся газе при разгазировании. Обнаружено его наличие в попутном газе пластов Тл2 и Бб при однократном разгазировании, а также в газе пласта Бш - при однократном и дифференциальном разгазировании (таблица 3. 8).
По результатам хроматографического анализа, нефтяной газ на месторождении тяжелый, высокожирный, низкометановый, среднеазотный (пласты Бш, Тл2, Бб и Т) и высокоазотный (пласты КВ1 и В3В4). Молярная доля метана в газе однократного разгазирования пласта Бш ниже (5. 34 %), чем в других пластах. С точки зрения плотности (при однократном разгазировании), нефти пластов средние (пласты КВ1 и В3В4) и тяжелые (пласты Бш, Тл2, Бб и Т) [11].
|
|
|
Нефти Гондыревского месторождения (таблица 3. 9) характеризуются как сернистые (пласты КВ1, В3В4) и высокосернистые (пласты Бш, Тл2а Тл2б, Бб2 и Т), парафинистые [12], малосмолистые (пласты КВ1, В3В4) и смолистые (пласты Бш, Тл2, Бб и Т) [13] с содержанием асфальтенов от 2. 96 (пласт Т) до 5. 68 % (пласт Бш). Технологический шифр нефти пластов - II ТП2 (пласты КВ1, В3В4) и III ТП2 (пласты Бш, Тл2а, Тл2б, Бб2 и Т).
Физико-химическая характеристика пластовых вод приводится в таблице 3. 11. В связи с недостаточным объемом опробования, подземные воды каширо-верейских, верейских и башкирских отложений охарактеризованы по данным соседних Куединского и Шагиртского месторождений.
|
|
|
