 |
1.2 Характеристика нефтяных пластов
|
|
|
|
1. 2 Характеристика нефтяных пластов
Разрез терригенной толщи нижнего карбона сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами бобриковского и радаевского горизонтов.
В пределах месторождения в разрезе ТТНК выделяется песчаный пласт CVI. Он подразделен на пропласткиCVI. 1, CVI. 2 и CVI. 3, которые являются промышленно-нефтеносными.
Пласт CVI. 1 залегает в верхней части бобриковского горизонта, иногда непосредственно под двух - четырехметровым прослоем тульских известняков. Пласт представлен песчаником в 73% скважин, залегающим, как правило, одним, реже двумя прослоями. Средняя эффективная толщина пласта составляет 6, 1 м. Нефтенасыщенные песчаники выявлены на Северо-Новоуральском поднятии в 6 скважинах и двух боковых стволах. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 11, 6 м (скважина 173). Коэффициент песчанистости составляет 0, 76 д. ед.
В песчаниках пласта CVI. 1 выявлена одна залежь нефти. Залежь 2 находится на северо-западе месторождения на Северо-Новоуральском поднятии и вскрыта 8 скважинами. ВНК принят на отметке –1175, 0 м. При этом учитывалась подошва нефтенасыщенных песчаников в скв. 48Чкм (-1172, 9 м) и кровля водоносных песчаников в скв. 295 (-1175, 4 м). В результате интенсивного отбора нефти скважиной 48Чкм (на 01. 01. 80г. отобрано 102 тыс. т. ), а затем и скважиной 173
произошло подтягивание воды. Материалы боковых стволов скважин 296 и 301, пробуренных после последнего подсчета, не противоречат принятому положению ВНК, но и не позволяют его уточнить.
Залежь 2 структурного типа, размеры 0, 9 х 0, 6 км, высота – 15, 8 м.
Песчаный пласт CVI. 2 залегает ниже по разрезу и отделяется от пласта CVI. 1 прослоем аргиллитов. Песчаники пласта вскрыты меньшим количеством скважин. Пласт представлен в основном одним прослоем песчаников, максимальная толщина которого достигает 4, 2 м. Коэффициент песчанистости пласта составляет 0, 77 д. ед.
|
|
|
На Хлеборобской структуре скважиной 48Абл установлена нефтеносность песчаников пласта CVI. 2 (залежь 3). Нефтенасыщенная толщина в этой скважине равна 1, 9 м. ВНК залежи принят на отметке –1190, 2 м, что соответствует отметке подошвы нефтенасыщенных песчаников скважины. Результаты опробования песчаников пласта в скважине подтверждают принятое положение ВНК.
Залежь 3 структурно-литологического типа, размеры – 2, 6 х 0, 6 км, высота – 2, 0 м.
Песчаный пласт CVI. 3 отделяется от пласта CVI. 2 прослоем аргиллитов, в основном толщиной 1, 5 - 3, 0 м. Пласт представлен коллектором в большинстве скважин. Только в 16% скважин песчаники замещаются плотными породами. Средняя эффективная толщина пласта составляет 11, 8 м, максимальная – 32, 8 м.
Песчаники в разрезе скважин залегают одним-двумя прослоями, но встречаются скважины с несколькими прослоями. Максимальная нефтенасыщенная толщина – 9, 0 м выявлена на Северо-Новоуральском поднятии в скважине 48Чкм. Коэффициент расчлененности пласта равен 1, 53 д. ед., коэффициент песчанистости – 0, 82 д. ед.
В песчаниках пласта CVI. 3 выявлено три залежи нефти.
Залежь 2а вскрыта 5 скважинами. ВНК вскрыт скважиной 48Чкм на отметке –1193, 9м. Наиболее высокое положение кровли водоносного пропластка по данным ГИС установлено в скв. 296 на отметке –1193, 0 м. В результате, ВНК залежи принят в интервале –1193, 0-1193, 9 м. Боковые стволы скважин 296, 301 вскрыли
водоносные песчаники пласта CVI. 3 на отметках -1194, 6 и -1193, 6 м соответственно, подтвердив строение залежи. Скважины 349 и 350, расположенные в районе залежи 2а, также вскрыли водоносные песчаники. В скважине 351 пласт CVI. 3 замещен плотными породами.
Залежь 2а структурного типа, размеры – 0, 9 х 0, 6 км, высота –10, 0 м.
|
|
|
Залежь 2б вскрыта 3 скважинами. Скважины 72Чкм, 370 и 111Чкм, вскрыли ВНК на отметках –1194, 4, -1193, 8, -1194, 1 м. ВНК залежи принят в интервале отметок –1193, 8-1194, 4 м.
Залежь 2б структурного типа, размеры –1, 2 х 0, 9 км, высота – 4, 9 м.
Залежь 3 вскрыта скважиной 48Абл на Хлеборобском участке, вскрывшей ВНК залежи на отметке –1195, 4 м. Кровля водонасыщенных песчаников в скважине 6Абл по данным ГИС отбивается на отметке –1195, 5 м. ВНК залежи принят на отметке –1195, 5 м.
Залежь 3 структурного типа, размеры –2, 6 х 0, 9 км, высота – 1, 4 м.
В разрезе отложений турнейского яруса выделены три продуктивные пачки СТ1, СТ2 и СТ3, нефтеносность которых связана с пористыми органогенно-обломочными известняками, приуроченными к сводовым частям локальных структур.
1. 3 Характеристика пластовых флюидов
Исследования состава и свойств нефтей производились в лабораториях ЦНИПР Чекмагушевского УДНГ и в лаборатории исследования физико-химических свойств пластовых и поверхностных флюидов Башнипинефть. Пластовые пробы нефти отбирались на глубине с сохранением естественного газосодержания, пластового давления и температуры по отработанной методике. Пробы поверхностной нефти отбирались с устья скважин при их опробовании в колонне и испытателем пластов на трубах (ИПТ). Параметры пластовой нефти приведены в таблице 1. 1
Таблица 1. 1 - Параметры пластовой нефти
|
Параметр |
Значение | |
| турнейский ярус | бобриковский горизонт | |
| Давление насыщения нефти, МПа | 6, 1 | 4, 0 |
| Газосодержание, м3/т | 12, 5 | 16, 6 |
| Газосодержание, м3/ м3 | 11, 2 | 15, 0 |
| Объёмный коэффициент, доли ед. | 1, 02 | 1, 03 |
| Вязкость нефти, сПз | 18, 3 | 17, 5 |
| Плотность нефти, кг/ м3 | 891 | 896 |
|
|
|
