 |
Характеристика залежи башкиро-серпуховского яруса Осинского месторождения
|
|
|
|
1.5.1. Коллекторские свойства продуктивных пластов.
Пласт Срп
Нефтенасыщенная часть пласта освещена керном в центральной части месторождения. Верхняя часть сложена известняками 1А биоморфными, на 1/5 - шламовыми и 1/5 сгусковыми, в плотно части преобладают известняки хемогенные. В разрезе отложений серпуховского яруса вскрыт поровый и трещинный коллектор.
Коллекторские свойства пород серпуховского яруса определены по керну, отобранному из 135 скважин. Пористость 13,5 %, проницаемость 28,4 мД.
Нижняя часть отложений представлена в основном, доломитами пористо-кавернозными, керном охарактеризована чаще водонасыщенная часть разреза. Коллекторские свойства достигают: пористость 30% и проницаемость 2250 мД.
Среднее значение пористости и проницаемости эффективной нефтенасыщенной части серпуховского объекта получены равными 13,5% по 146 определениям и 68,l мД по 69.
Пласт Бш2
Пласт Бш2 на 85% сложен биоморфными известняками, на 11% - сгусковыми.
Пористость коллекторов достигает 24,8% (скв.39), проницаемость 948 мД (скв.16), среднее для эффективной нефтенасыщенной части получены равными 15,1% по 175 определениям и 150 мД по 80.
Пласт Бш1
Пласт Бш1 на 2/3 составлен биоморфными известняками, на 15% - сгусковыми, на 10% -детритовыми.
В коллекторах преобладает вторичная пористость; максимальные коллекторские свойства 23,3% и 410 мД (в скв.18 и 24), средние пористость для эффективной нефтенасыщенной части при установленных пределах их, равных 7% и 1 мД, равны 14,7% по 97 определениям и 117 мД по 57.
Следует отметить, что в пласты Бш1 и Бш2 попадает лишь половина нефтенасыщеного керна с коллекторскими свойствами выше предельных; так, средние пористость и проницаемость для нефтенасыщенной части яруса равны 14,8% по 544 определениям и 122 мД по 266.
|
|
|
Пласты Бш0 Бш3 по керну изучены недостаточно и характеризуются пониженными значениями коллекторских свойств.
1.5.2. Характеристика толщин пластов, показатели неоднородности.
Пласт Срп
Между пластами Срп и Бш3 залегают глинистые известняки толщина в большинстве скважин лежит в прелелах 2-4м. Максимальные толщины приурочены к западному крылу и району скважин 313-318.
Средняя общая толщина пласта равна - 24,2 м, максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 20,0 м в скважине 906, средневзвешенная - 7,0м.
Коэффициент расчлененности 14,9, удельный коэффициент расчлененности 0,62, коэффициент песчанистости - 0,33.
Пласт Бш3
Пласт выдержан по площади нефтеносности, и лишь в 4 скважинах (708, 44, 300, 394) он замещен плотными породами. Участки полного замещения коллектора пласта плотными породами имеют локальное развитие.
Между пластами Бш3 и Бш2 находится плотный раздел толщина которого колеблется от 0,3м (скв.415) до 14,8м(скв.247).
Общая толщина пласта равна - 14,9 м, эффективная - 4,4м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пород изменяется от 0,3м (скв.866) до 7,4 м в скважине 388.
По пласту Бш3 коэффициент расчлененности равен 8,8, удельный коэффициент расчлененности 0,59, коэффициент песчанистости - 0,29.
Пласт Бш2
Пласт выдержан по площади месторождения, средняя общая толщина пласта равна - 25 м, эффективная - 8,1м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пород изменяется от 3,4м (скв.268) до 15,4 м в скважине 39.
Между пластами Бш2 и Бш1 залегает пачка плотных карбонатных пород. Толщина раздела колеблется от 0,2м до 14,8м.
Коэффициент расчлененности 15,7, удельный коэффициент расчлененности 0,63, коэффициент песчанистости - 0,32.
Пласт Бш1
Пласт имеет повсеместное распространение. Общая толщина пласта в среднем равна - 8,2 м, эффективная - 2,8м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пород изменяется от 0,8м (скв.211) до 6,2 м в скважине 846.
|
|
|
Пласт Бш1 отделен от вышележащего пласта Бш0 плотными известняками толщина раздела колеблется от 0,4м до 32м.
Коэффициент расчлененности 5,1, удельный коэффициент расчлененности 0,61, коэффициент песчанистости - 0,33.
Пласт Бш0
Пласт не выдержан по площади нефтеносности, коэффициент выдержанности его низкий и составляет лишь 0,31м. Он имеет в основном линзавидное, реже полулинзавидное залегание по площади. Общая толщина пласта равна - 11,2 м, эффективная нефтенасыщенная толщина пород 5,6м.
По пласту Бш0 коэффициент расчлененности невысокий и составляет 2,8, удельный коэффициент расчлененности 0,25, коэффициент низкий песчанистости - 0,12.
Общая толщина башкирской продуктивной толщи в среднем состовляет 59,7м, эффективная 16,6м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина достигает в скважинах 39, 352 - 24,4 м, а в скважине 480 - минимального значения 3,8 м.
Из вышеизложеного видно, что лучшую геологическую характеристику имеют пласты Бш1 и Бш2. Пласты Бш0, Бш3 и Срп имеют небольшую площадь нефтеносности, низкие эффективные нефтенасыщенные толщины и коэффициенты воздействия.
1.5.3. Свойства и состав нефти, газа, воды
Пробы пластовой нефти из башкиро-серпуховской залежи были отобраны и проанализированы за период с 1960 по 1971 годы.
Нефть башкирского яруса охарактеризована глубинными пробами, отобранными из скважин №№4, 5, 10, 18, 23, 24, 25 и 317. Все скважины равномерно распределены по залежи и характеризуют свойства пластового флюида в целом по залежи. В таблице 2.1 приведены усредненные данные по залежи, принятые в подсчете запасов нефти.
Нефть с плотностью 0,870 г/см3. Содержание растворенного в нефти газа составляет 24 м3/т.
Газ контактного разгазирования тяжелый (1,416 кг/м3), по компонентному соству близок к попутному (таблица 2.3). Метана в газе 16,50-17,86%, азота 39,45-40,10% объемных. В попутном газе сероводорода - 0,24%.
Нефть серпуховской залежи представлена глубинными пробами из скважин 601 и 611. Пробы из скважины 601 с низким давлением насыщения. При давлении дегазации 30 кгс/см2 нефть этой скважины оказалась тождественной из скважины 611. По данным анализа давление насыщения - 83 кгс/см2, газонасыщенность - 15 м3/т, вязкость - 36 сПз.
При разгазировании глубинных проб изучена зависимость основных параметров от давления (рис.2.4, 2.5).
|
|
|
В отличие от нефти башкирских отложений нефть более тяжелая, вязкая, по составу растворенного в ней газа близка к башкирской (таблицы 2.1, 2.2, 2.3).
В целом нефть месторождения тяжелая, высокосернистая, смолистая, парафинистая.
/Таблица 2.1/
| Наименование | Значение | |
| Бш | Срп | |
| Давление насыщения нефти газом, кгс/см2 | 92,0 | |
| Газосодержание, f м3/т | 24,0 | 15,0 |
| Объемный коэффициент, b | 1,047 | 1,027 |
| Вязкость, сПз | 12,0 | 36,0 |
| Плотность, кг/м3 | 0,870 | 0,893 |
| Температура насыщения нефти парафином | Не опред. |
Параметры и состав разгазированной нефти. /Таблица 2.2/
| Наименование | Значение | ||
| Бш | Срп | ||
| Плотность, г/см3 | 0,884 | 0,900 | |
| Вязкость, ест (t=20°) | 27,88 | 67,74 | |
| Молекулярный вес | Не опред. | ||
| Температура застывания, °С | Не опред. | ||
| Температура нacыщения нефти парафином, °С | Не опред. | ||
| Содержание, %вес | Количество определений | ||
| Серы | 2,70 | 2,89 | |
| Смол силикагел. | 18,30 | 30,50 | |
| Асфальтенов | 3,11 | 4,11 | |
| Парафинов | 4,46 | 3,50 | |
| Фракционный состав выход в % объема | Количество определений | ||
| До 100 °С | 6,0 | 4,0 | |
| До 150 °С | 13,0 | 8,5 | |
| До 200 °С | 21,5 | 16,0 | |
| До 300 °С | 43,0 | 34,0 |
Состав и свойства газа /таблица 2.3/
| Наименованование | Газ, выделившийся ** при однократном разгазировании пластовой нефти | Попутный газ *** | |||
| Пласт | Бш | Срп | Бш | Бш+Срп | |
| Плотность газа, кг/м3 | 1,416 | 1,315 | 1,400 | 1,383 | |
| Состав газа %мол | Метан | 16,50 | 18,30 | 17,86 | 19,60 |
| Этан | 12,30 | 12,30 | 13,24 | 12,50 | |
| Пропан | 17,35 | 10,90 | 16,00 | 16,30 | |
| Изобутан | 9,75 | 6,4 | 2,86 | 2,50 | |
| Н-бутан | 5,18 | 5,70 | |||
| Изопентан | 4,05 | 2,70 | 1,92 | 1,80 | |
| Н-пентан | 1,26 | 1,30 | |||
| Гексан | Отс. | Отс | |||
| Гептан+высшие | Не опр. | ||||
| Углекислый газ | 0,60* | 4,50* | 1,58 | 2,40 | |
| Азот | 39,45 | 44,90 | 40,10 | 37,90 | |
| Сероводород | Не опр. | Не опр. | 0,24 | 1,08 | |
| Гелий | Не опр. | Не опр. | Не опр. | Не опр. |
Примечание: *-сумма Н2+СО2
**-отчет
***-каталог КО ВНИГНИ 1974г
Свойства и химический состав пластовой воды /таблица 2.4/
| Пласт | Вязкость в пластовых условиях, сПз | Плотность в пластовых условиях | Содержание ионов мг/л мг-экв/л | |||||
| Cl | SO4 | HCO3 | Ca | Mg | Na+K | |||
| Срп | 1,80 | 1,180 | 13,32 | 3,40 | ||||
| Бш | 1,80 | 1,183 | 4,29 | 45,8 0,75 |
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
|
|
|
|
|
|
