Файл: Введение общие сведения о территории над горным отводом.docx

Боголюбовское поднятие по изогипсе минус 2370 м имеет размеры 2,5х1,4 км, амплитуда - 20 м. Купола сочленяются друг с другом через небольшой прогиб.

Структурные планы по вышележащим отложениям нижнего и среднего карбона сохраняют общие черты с поверхностью турнейского яруса. Отличие заключается в том, что вверх по разрезу происходит выполаживание структурных поверхностей, амплитуды локальных структур уменьшаются.
2.3 Нефтегазоносность и геологическое строение продуктивных пластов
Боголюбовское нефтяное месторождение расположено в Бобровско-Покровском нефтегеологическом районе на границе Южно-Бузулукского и Северо-Бузулукского нефтегазоносных районов.

Промышленно нефтеносными на Боголюбовском месторождении являются карбонатные отложения пласта Т₁ турнейского яруса нижнего карбона и заволжского надгоризонта (пласты Зл₁, Зл₂, Дф₁) и данковского горизонта (пласт Дф_2-1) фаменского яруса верхнего девона и.

Всего на Боголюбовском месторождении выявлено пять залежей нефти: четыре залежи нефти фаменского яруса верхнего девона и одна залежь турнейского яруса нижнего карбона.

Из них в границах лицензии ОРБ 11304 НЭ, принадлежащей ООО «Недра-К», находится лишь залежь пласта Т₁ турнейского яруса нижнего карбона. Ниже приведено ее описание.

Нефтяная залежь пласта Т₁турнейского яруса нижнего карбона

Пласт Т₁ сложен известняками серыми, тёмно-серыми, коричневато-серыми органогенно-обломочными, органогенно-детритовыми, детритово-сгустковыми, плотными, крепкими, слабо доломитизированными.

В продуктивном пласте Т₁ установлена одна нефтяная залежь массивно-пластового типа. Размеры ее в пределах контура нефтеносности составляют 7,51-2,8 км высота залежи – 24,5 м.

Продуктивный пласт в пределах купола вскрыт 47 скважинами. Средняя глубина залегания кровли пласта находится на абсолютной отметке минус 2343,5 м. Общая толщина пласта по скважинам изменяется в диапазоне 10,8-44,9 м, средняя толщина составляет 40,6 м.

Суммарная эффективная толщина по площади находится в пределах 11,4-35,4м, средняя – 23,1 м. Количество пропластков-коллекторов, слагающих продуктивную часть пласта Т₁, колеблется от 1 до 10. Толщина нефтенасыщенных прослоев, в основном, изменяются от 0,4 м до 5,2 м. Средневзвешенное значение по залежи составляет 4,9 м. Суммарные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,4-13,0м.

---

Коэффициент песчанистости составляет 0,54 д. ед., расчлененность – 4. Коэффициент пористости – 0,12 д. ед., коэффициент нефтенасыщенности – 0,85 д. ед., проницаемость – 31,13·10^-3 мкм².

---

2.4 Физико-химические свойства и состав пластовых флюидов

Исследования физико-химических свойств нефти Боголюбовского месторождения проводились по пластовым пробам в НПУ ОАО «Оренбургнефть», а также по поверхностным. Поверхностные пробы исследовались в лаборатории ЮУО «ВНИГНИ» согласно соответствующим ГОСТам.

Пласт Т₁

Залежь нефти пласта Т₁ турнейского яруса изучена по результатам анализов 41 поверхностной пробы из 11 скважин и 22 глубинных проб нефти, исследованным при дифференциальном разгазировании, из шести скважин Боголюбовского месторождения.

В пластовых условиях нефть пласта Т₁ характеризуется плотностью 0,751 г/см³, вязкостью 1,22 МПа·с, газосодержанием 49,3 м³/т (средние значения), Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре +49ºС в среднем составляет 7,8 МПа при колебаниях 5,6-9,3 МПа, Коэффициент сжимаемости нефти – 19,1·10^-4 1/МПа.

Объёмный коэффициент нефти по результатам ступенчато разгазированных проб составляет в среднем 1,136 при колебаниях 1,10-1,178.

Плотность сепарированной нефти по результатам ступенчатого (дифференциального) разгазирования проб – 0,805 г/см³.

По результатам анализов поверхностных проб при стандартных условиях (t= 20 ºС) нефть пласта Т₁ Боголюбовского месторождения имеет плотность 0,802-0,835 г/см³ (среднее значение 0,808 г/см³), динамическую вязкость – 2,57-6,43 мПа·с (среднее значение – 3,41 мПа·с).

Содержание (масс,%): асфальтены от 0,27 до 4,32 (среднее 1,65), смол силикагелевые от 1,16 до 12,94 (среднее 5,39), парафины от 1,42 до 13,28 (среднее 4,49), сера от 0,41 до 1,17 (среднее 0,54).

Температура застывания нефти минус 16 °С, Среднее значение температуры кипения равно плюс 51,0°С.

При разгонке, количество светлых фракций достигает значений: до 100°С –4,0-16,0 (среднее 9) %; до 200°С – 32,0-40,0 (среднее 37) %; до 300°С – 54,0-63,0 (среднее 59,0) %.

По среднему содержанию твёрдых углеводородов нефть пласта Т₁ с незначительной вязкостью (<=5 мПа·с), малосернистая (<=0,6 %), парафинистая (>1,5<=6 %), смолистая (5-15 %). По плотности нефть относится к группе особо лёгких (<=0,830 г/см³).

В растворённом газе (газе сепарации): метана – 36,3 %моль, этана – 19,0 %моль, пропана – 23 %моль, бутанов – 11,1 %моль, пентана+высших – 4,7 %моль, азота+редких – 5,4 %моль, углекислого газа – 0,5 %моль. Плотность газа – 1,364 кг/м

---

³.

Содержание гелия в растворённом газе некондиционное – 0,002-0,007 %моль, а сероводород по результатам анализов газа отсутствует.

Принятые средние величины мольного содержания этана, пропана и бутанов составляют 6,9; 10,5 и 8,6 %. Результаты исследований физико-химических свойств, а также компонентный состав нефти и растворенного газа по пласту Т₁ приведены в таблицах 3.4.1-3.4.2.
Таблица 2.4.1 - Физико-химические свойства пластовой и разгазированной нефти

Наименование параметра	Пласт Т1
	Диапазон значений	Среднее значение
Свойства пластовой нефти
Количество исследованных глубинных проб (скважин)	22(6)
Пластовое давление, МПа
Пластовая температура, оС	45-51	49
Давление насыщения, МПа	5,6-9,3	7,8
Газосодержание, м3/м3	36,3-73,1	49,3
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Плотность в условиях пласта, кг/м3	611-775	751
Вязкость в условиях пласта, мПа*с	0,63-1,83	1,22
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4	12,5-27,5	19,1
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20оС:
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20оС:
- при однократном разгазировании
- при дифференциальном разгазировании	802-815	805
Свойства дегазированной нефти
Количество исследований поверхностных проб (скважин)	41(11)
Плотность при 20оС, кг/м3	802-835	808,0
Вязкость, мПа*с
при 20оС	2,57-6,43	3,41
при 50оС
Молярная масса, г/моль
Температура застывания, оС	-5-20	-16
Массовое содержание, %
серы	0,41-1,17	0,54
смол селикагелевых	1,16-12,94	5,39
асфальтенов	0,27-4,32	1,65
парафинов	1,42-13,28	4,49
воды
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий
никель
Температура плавления парафина, оС	32-59	52
Температура начала кипения, оС	35-82	51
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100оС	4-16	9
до 150оС	18-29	24
до 200оС	32-40	37
до 250	44-50	47
до 300оС	54-63	59

---

---