Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 90
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
В отложениях тульского горизонта выявлено и оконтурено три залежи нефти. Все залежи контролируются четко выраженными брахиантиклинальными поднятиями. Тип залежей – пластово-сводовый, структурно-литологический. Ни в одной из скважин залежей не был вскрыт ВНК, поэтому границы залежей определялись по залеганию нижнего нефтенасыщенного пропластка, установленного по ГИС или по результатам опробования. Поверхность условного ВНК достаточно неоднородна, даже в соседствующих структурах она отличается до 15 м. Нефтеносность залежей тульского горизонта подтверждена опробованием и эксплуатацией скважин.
Залежь I, приуроченная к Казкеевскому поднятию, расположена на юго-востоке месторождения и имеет размеры 2,5 км на 1,0 км. Этаж нефтеносности равен 19,6 м. За подошву залежи принята абсолютная отметка нижнего нефтенасыщенного прослоя -1169,0 м. Тип залежи – пластово-сводовый, ловушка структурно – литологическая.
Залежь II расположена в центральной части месторождения, имеет размеры 6,4 км на 2,3 км, высота залежи достигает 21,3 м. Залежь контролируется Актанышским поднятием. В северо-восточной части залежи пласты в силу низкого гипсометрического положения обводнены, абсолютная отметка кровли воды -1178,7 м. В сводовой части залежи имеет место зона отсутствия коллектора. Положение нижних дыр интервала перфорации совпадает с отметкой по ГИС -1175,1 м. Подошва залежи принята на абсолютной отметке –1175 м. Залежь – пластово-сводовая, ловушка структурно – литологическая.
Залежь III, контролируемая Кабановским поднятием, имеет размеры 1,75 км на 1,1 км. На юго-востоке залежи коллектора замещаются уплотненными породами, создавая литологический экран. Положение нижних дыр интервала перфорации совпадает с отметкой по ГИС и составляет - 1190,0 м. Самая высокая абсолютная отметка кровли воды - 1191,1 м (скважина № 13). ВНК на залежи не обнаружено. За подошву залежи Кабановского поднятия принято значение - 1190,0 м. Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная.
Исследование физико-химических свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в Татарском Научно-Исследовательском Проектном Институте нефти (ТатНИПИнефть) и в аналитической лаборатории Татарском Государственном Регистрационном Управлении (ТГРУ). Вязкость нефти определялась вискозиметром высокого давления универсальным (ВВДУ). Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 “Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений”.
Всего по Актанышскому месторождению проанализировано 22 пластовых и поверхностных проб.
Нефти турнейского яруса.
Исследование свойств нефти турнейского яруса в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из двух скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализа пяти проб, следующие: давление насыщения - 2,6 МПа, газосодержание - 20,93 м3/т, объемный коэффициент - 1,0579, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 19,28 мПа*с. Плотность пластовой нефти - 883,7 кг/м3, сепарированной - 909,1 кг/м3. По данным анализа поверхностных проб нефть турнейского яруса относится к группе средних нефтей. По содержанию серы (3,4%) - является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 58,2 * 10-6 м2/с.
Нефти радаевского горизонта.
Исследование свойств нефти радаевского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из двух скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализа четырех проб, следующие: давление насыщения – 3,7 МПа, газосодержание-10,7 м3/т, объемный коэффициент - 1,045, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 56,8 мПа*с. Плотность пластовой нефти - 871,0 кг/м3, сепарированной - 897,9 кг/м3. По данным анализа поверхностных проб нефть радаевского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы -3,54% является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 57,82 *10-6 м2/с.
Нефти бобриковского горизонта.
Исследование свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из шести скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализа десяти проб, следующие: давление насыщения - 3,7 МПа, газосодержание - 9,69 м3/т, объемный коэффициент - 1,03749, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 31,33 мПа*с. Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность пластовой нефти - 879,9 кг/м3, сепарированной - 902,2 кг/м3. По данным анализа поверхностных проб, нефть бобриковского горизонта - тяжелая. По содержанию серы -3,7% масс. нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 64,8 * 10-6 м2/с.
Нефти тульского горизонта.
Исследование свойств нефти тульского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из двух скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализа трех проб, следующие: давление насыщения - 3,2 МПа, газосодержание - 8,73 м3/т, объемный коэффициент - 1,026, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 22,98 мПа*с. Плотность пластовой нефти - 893,4 кг/м3, сепарированной - 905,1 кг/м3. По данным анализа поверхностных проб нефть тульского горизонта относится к группе тяжелых нефтей. По содержанию серы (3,92%) нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20
оС составляет 65,0 * 10-6 м2/с.
В тульских, бобриковских, радаевских отложениях водоносными являются песчано-алевролитовые породы.
Дебит скважин достигает 47 м3/сутки при понижении уровня 856 м от устья скважины. Статический уровень устанавливается на абсолютной отметке плюс 31 м. Режим залежи упруго-водонапорный. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В. А. Сулину) с общей минерализацией 232,89 - 270,27 г/л, плотностью 1159,0-1176,0 кг/м3, вязкостью 1,67-1,8 мПа*с.
В разрезе турнейского яруса водоносными являются трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты. Дебиты скважин не превышают 10-20 м3/сутки при понижении уровня на 500 - 900 м от устья скважин. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках плюс 12 - 22 м. Режим залежи упруго - водонапорный.
По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В. А. Сулину). Общая минерализация составляет 248,31-270,48 г/л, плотность 1172,0-1177,0 кг/м3, вязкость 1,76-1,81 мПа*с (таблица 1.7).
Газовый состав подземных вод - азотный. Газонасыщенность изменяется от 0,09 м3/т до 0,12 м3/т. Упругость газа составляет 2,0-3,0 мПа, объемный коэффициент - 0,9969 доли единиц. Свойства и характеристика нефтяного газа указана в таблице 1.8.
Таблица 1.7 - Содержание ионов в пластовой воде
| Содержание ионов, моль/куб.м | Количество исследований | Диапазон измерения | Среднее значение | Значение по скважине | |
| скважин | проб | ||||
| Хлор (CL) | 3 | 3 | 4023,86-4698,67 | 4381,10 | 4420,75 |
| SO4 | 3 | 3 | 0,52-12,36 | 4,54 | 0,52 |
| HCO3 | 3 | 3 | 1,00-1,40 | 1,20 | 1,40 |
| Кальций (Ca) | 3 | 3 | 248,81-322,43 | 290,61 | 322,43 |
| Магний (Mg) | 3 | 3 | 108,69-127,95 | 119,69 | 108,69 |
| Калий+натрий (K+Na) | 3 | 3 | 3300,92-3859,9 | 3575,4 | 3565,46 |
Таблица 1.8 - Характеристика нефтяного газа
| Наименование параметра | Горизонт | ||
| C1kz | C1bb | C1tl | |
| Относительнаея плотность | 1,8254 | 2,0834 | 1,5774 |
| Молярная масса , г/моль | 43,9 | 50,11 | 37,94 |
| углекислый газ | 0,31 | 4,47 | 4,91 |
| сероводород | - | - | - |
| азот | 6,36 | 0,78 | 37,78 |
| гелий | - | - | - |
| водород | - | - | - |
| метан | 2,65 | 0,24 | 3,29 |
| этан | 11,61 | 7,64 | 5,47 |
| пропан | 40,1 | 38,64 | 12,33 |
| i-бутан | 7,59 | 8,83 | 4,99 |
| n-бутан | 17,82 | 20,44 | 9,51 |
| i-пентан | 7,79 | 7,26 | 7,15 |
| n-пентан | 4,24 | 5,94 | 5,35 |
| гексаны | 3,52 | 4,64 | 9,22 |
| остаток | - | 0,85 | - |
2 Динамика и состояние разработки Актанышского месторождения