Северо-Каменское нефтяное месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В административном отношении Северо-Каменское месторождение расположено на территории Красноярского района Самарской области в 55 км к северу от г. Самара и 24 км к северу от райцентра с. Красный Яр. Территория района месторождения густо населена. В непосредственной близости от месторождения находятся населенные пункты: п.п. Большая Каменка, Малая Каменка, Большая Раковка, Русская Селитьба, Коммунарский, Старый Буян и др. Связь между ними, а также областным и районным центром осуществляется по асфальтированным дорогам. В 17 км на юго-восток от месторождения проходит автотрасса федерального значения Москва-Челябинск. Ближайшая железнодорожная станция Малая Царевщина расположена в 32 км на юго-запад от месторождения. В 27 км юго-западнее месторождения расположен международный аэропорт «Курумоч». Район работ, в основном, сельскохозяйственный, с развитым нефтедобывающим сектором.

Промышленное скопление нефти приурочено к пласту Б2 бобриковского горизонта. В кровельной части отложений бобриковского горизонта выделяется нефтенасыщеннный пласт Б2, сложенный песчаниками кварцевыми, в основном мелкозернистыми, реже разнозернистыми, участками алевритистыми, в различной степени отсортированными, разделенными более плотными породами (в основном алевролитами и глинами). Покрышкой залежи служат известняки темно-серые, расположенные в нижней части отложений тульского горизонта (репер «плита») и глинистые породы верхней части бобриковского горизонта. Полного замещения коллекторов непроницаемыми породами ни в одной скважине не наблюдается.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Северо-Каменское месторождение расположено на территории Красноярского района Самарской области в 55 км к северу от г. Самара и 24 км к северу от райцентра с. Красный Яр.

Территория района месторождения густо населена. В непосредственной близости от месторождения находятся населенные пункты: п.п. Большая Каменка, Малая Каменка, Большая Раковка, Русская Селитьба, Коммунарский, Старый Буян и др. Связь между ними, а также областным и районным центром осуществляется по асфальтированным дорогам. В 17 км на юго-восток от месторождения проходит автотрасса федерального значения Москва-Челябинск. Ближайшая железнодорожная станция Малая Царевщина расположена в 32 км на юго-запад от месторождения. В 27 км юго-западнее месторождения расположен международный аэропорт «Курумоч». Район работ, в основном, сельскохозяйственный, с развитым нефтедобывающим сектором.

К ближайшим месторождениям, находящимся в разработке и числящимся на балансе ОАО «Самаранефтегаз», относятся: Радаевское, Ивановское, Южно-Орловское, Белозерско-Чубовское.

Район Северо-Каменского месторождения расположен в сейсмически спокойной зоне. Вблизи месторождения проходят линии электропередач. Через территорию месторождения проходит газопровод Уренгой - Петровск, южнее Гуровского купола проходит аммиакопровод Тольятти - Одесса, а в 29 км юго - восточнее месторождения проходит нефтепровод Альметьевск - Самара.

Полезные ископаемые, выходящие на дневную поверхность в описываемом районе, представлены строительными материалами: известняками, доломитами, мергелем, глинами, галечником, гравием, суглинками и песком.

Месторождение открыто в 1967 году при освоении скважины №10, заложенной на Восточном куполе.

Северо-Каменское нефтяное месторождение относится к Центральной группе месторождений Самарской области и числится на балансе ОАО «Самаранефтегаз».

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении рассматриваемая площадь приурочена к водоразделу рек Сок и Кондурча. Относительно ровная местность Северо-Каменской площади богата мелкими озерами и старицами, участками она покрыта лесом и кустарниками. Западная часть площади, несмотря на ее пересеченность, характеризуется более сглаженными очертаниями рельефа, чем восточная. Наибольшее количество выходов коренных пород на дневную поверхность приурочено к реке Кондурча. Климат местности континентальный.

Местность представляет собой всхолмленную равнину, изрезанную овражно-балочной сетью. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +80 м до +200 м.

Район Северо-Каменского месторождения расположен в лесостепной зоне и характеризуется континентальным климатом: довольно жарким летом и холодной снежной зимой. По многолетним наблюдениям метеорологической станции Серноводск, абсолютный годовой минимум температуры воздуха в январе достигал минус 480, а в июле температура повышается до 380, среднегодовая температура воздуха минус 3,40. Питьевое и техническое водоснабжение осуществляется как из естественных водоемов (реки Сок, Кондурча), так и из скважин. Западнее территории месторождения, в пойме р. Кондурча встречаются заболоченные участки.

Питьевое водоснабжение осуществляется из естественных водоемов, техническое -- из скважин, пробуренных на четвертичные отложения.

1.3 Стратиграфия

В основании осадочной толщи (архей) залегают породы кристаллического фундамента, представленные гнейсами серыми, зелёными, кристаллическими и гранитогнейсами серыми до чёрных. Максимальная вскрытая толщина пород фундамента 53м.

Отложения девонской системы представлены средним и верхним отделами. Нижний отдел в разрезе отсутствует.

Отложения среднего девона, залегающие с размывом на породах кристаллического фундамента, представлены старооскольским надгоризонтом, который в свою очередь подразделяется на воробьёвский, ардатовский и муллинский горизонты.

Воробьёвский горизонт представлен породами терригенного комплекса - глинами серыми до тёмно-серых, слюдистыми, алевритистыми. Толщина 8-56м.

Ардатовский горизонтсложен известняками тёмно-серыми, плотными, мелкокристаллическими (репер «остракодовый известняк»), глинами тёмно-серыми и бурыми, тонкослоистыми, в нижней части песчаниками серыми, мелкозернистыми, алевритистыми, водоносными. Толщина 72-74м.

Муллинский горизонт представлен глинами тёмно- и зеленовато-серыми, плотными и алевролитами тёмно-серыми, плотными. Толщина13-26м.

В отложениях верхнего девона выделены франский и фаменский ярусы.

Нижнефранский подъярус франского яруса представлен породами пашийского и тиманского горизонтов.

Пашийский горизонт представлен толщей переслаивающихся терригенных пород: глин тёмно-серых и серых, алевритистых и плотных, песчаников светло-серых и серых, кварцевых, мелкозернистых, прослоями сильно глинистых, водонасыщенных, алевролитов тёмно-серых, плотных, крепких.Толщина 49-61м.

Тиманский горизонт сложен глинами тёмно-серыми, зеленовато-серыми, алевритистыми, с прослоями алевролитов серых, тёмно-серых, плотных, крепких, прослоями известковистых, а также песчаников светло-серых, слабо глинистых. В подошве горизонта залегает 2-3 метровый известняк (репер «кинжал»). К поверхности тиманского горизонта приурочен отражающий горизонт «Д». Мощность 198-210м.

Среднефранский подъяруссложен отложениями саргаевского и доманикового горизонтов.

Саргаевский горизонт представлен известняками серыми и темно-серыми, скрытокристаллическими, глинистыми, плотными, крепкими, c прослоями тёмно-серых глин. Толщина 41-46м.

Доманиковый горизонтсложен известняками серыми и тёмно-серыми, плотными, крепкими с прослоями глин тёмно-серых до чёрных, слабо известковистых. Мощность 21-31м.

Верхнефранский подъяруспредставлен мендымским и евлановским+ливенским горизонтами.

Мендымский горизонт сложен известняками серыми и светло-серыми, скрытокристаллическими, участками трещиноватыми, местами глинистыми и доломитами серыми с включением ангидрита. Толщина 91-107м.

Евлановский + ливенский горизонты представлены известняками серыми, светло-серыми и темно-серыми, кристаллическими и мелкокристаллическими, участками глинистыми, трещиноватыми, с прослоями глины чёрной, известковистой. Мощность 102 -124м.

Среднефаменский подъярус представлен данково+лебядинским горизонтами. Данково+лебедянский горизонты сложены известняками серыми и светло-серыми, кристаллическими, плотными, крепкими, участками глинистыми с прослоями доломитов тёмно-серых, плотных, средней крепости. Известняки и доломиты часто содержат прослои ангидрита белого. Толщина 135-191м.

Верхнефаменский подъярус представлен отложениями заволжского надгоризонта, сложенными известняками серыми, плотными, крепкими. Толщина55-87м.

Каменноугольные отложения представлены всеми тремя отделами - нижним, средним и верхним.

Нижний отделсложен породами турнейского, визейского, серпуховского ярусов.

Втурнейский ярус входят малевский, упинский, черепетский и кизеловский горизонты. Литологически ярус сложен карбонатными породами. Известняки серые, тёмно-серые, неравномерно-глинистые, микрокристаллические, участками трещиноватые, участками с единичными выпотами густой окислившейся нефти, с маломощными прослоями доломитов и глин тёмно-серых, плотных тонкослоистых. Толщина 171-218м.

Визейский яруспредставлен породами косьвинского, радаевского, бобриковского, тульского, алексинского+ михайловского+ веневского горизонтов.

Косьвинский гоизонтпредставлен пачкой глин мощностью около 8 м.

Радаевский горизонтпредставлен песчаниками серыми водонасыщенными и глинами мощностью до 26 м. Отложения Косьвинского и Радаевского горизонтов развиты в пределах Центрального и Восточного куполов.

Бобриковский горизонт сложен песчаниками серыми, мелкозернистыми, высокопроницаемыми, пористыми, алевролитами тёмно-серыми, глинистыми, участками пиритизированными, глинами чёрными, известковистыми. В кровле бобриковского горизонта залегает нефтенасыщенный пласт Б2, в подошве водонасыщенный пласт Б3. К поверхности бобриковского горизонта приурочен отражающий горизонт «У». Толщина30-81м.

Тульский горизонт окского надгоризонта представлен известняками серыми, темно-серыми до чёрных, мелкокристаллическими, с прослоями глин тёмно-серых и алевролитов светло-серых, плотных, прослоями известковистых. В подошве горизонта прослеживается пачка плотных окремнелых известняков, известная как репер «плита». Толщина 28-39м.

Алексинский+михайловский+веневский горизонтыпредставлены доломитами серыми и тёмно-серыми, кристаллическими, плотными, неравномерно загипсованными с прослоями известняков серых, кристаллических, трещиноватых. Отмечается ангидритизация и загипсованность пород. Толщина 155-184м.

Серпуховский ярус сложен породами тарусского, стешевского, протвинского горизонтов и представлен известняками серыми и тёмно-серыми, микрокристаллическими, плотными, изредка глинистыми, участками окремнелыми, с редкими прослоями доломитов. В подошве яруса залегают глины тарусского горизонта тёмно-серые, с прослоями алевролитов. К поверхности тарусского горизонта приурочен отражающий горизонт «Тр». Толщина 155-199м.

Средний отделпредставлен башкирским и московским ярусами.

Башкирский яруспредставлен известняками серыми и светло-серыми, кристаллическими, плотными, трещиноватыми, иногда мелкокавернозными, глинистыми,участками, загипсованными с маломощными прослоями глин, местами отмечаются выпоты нефти. В кровле башкирского яруса залегает водонасыщенный пласт А4. К поверхности башкирского яруса приурочен отражающий горизонт «Б». Толщина 67-89м.

Московский ярус представлен отложениями верейского, каширского, подольского, мячковского горизонтов.

Верейский горизонтсложен глинами тёмно-серыми, тонкослоистыми, плотными, известковистыми, алевролитами серыми и тёмно-серыми, плотными, с прослоями песчаников серых, зеленовато-серых, кварцевых, мелкозернистых, известняками светло-серыми, плотными, органогенно-обломочными. К кровле верейского горизонта приурочен отражающий горизонт «В». Толщина 58-64м.

Каширский горизонтпредставлен известняками светло-серыми, серыми, плотными, мелко - и скрытокристаллическими, с тонкими глинистыми прослоями и подчинёнными прослоями доломитов кристаллических и реже мергелей известковистых. Толщина 102-113м.

Подольский горизонт сложен известняками серыми и светло-серыми, органогенно-обломочными и пелитоморфными, прослоями глинистыми и доломитовыми до перехода в доломиты, участками перекристализованными и окремнелыми. Толщина 91-116м.

Мячковский горизонт сложен известняками серыми, органогенно-обломочными, пористо-кавернозными с прослоями доломитов пелитоморфных. Толщина 85-135м. Верхний отделпредставлен породами касимовского+гжельского ярусов.

Касимовский+Гжельский ярусыпредставлены породами карбонатного комплекса: известняками серыми и коричневато-серыми, пелитоморфными, участками органогенно-обломочными и трещиноватыми с прослоями доломитов светло-серых, серых, микрокристаллических и пелитоморфных, с включениями голубовато-серого ангидрита. Толщина от 315 до 390м.

Пермские отложенияпредставлены тремя отделами - нижним, средним и верхним.

Нижний отделсложен ассельским, сакмарским+артинским ярусами.

Ассельский ярус сложен преимущественно доломитами светло-серыми, серыми, плотными, участками пористыми и трещиноватыми, известняками серыми, органогенно-обломочными, плотными, с включением гипса и ангидрита. Толщина 98-105м.

Сакмарский+артинский ярусы представлены переслаиванием известняков, доломитов, с прослоями ангидритов и мергелей. Известняки серые, тёмно-серые, скрытокристаллические. Доломиты светло-серые, пелитоморфные, микрокристал-лические. Ангидриты голубовато-серые, в различной степени загрязнённые глинистым и доломитовым материалом. Мергели тёмно-серые, плотные. Толщина 46-80м.

Средний отдел сложен отложениями казанского и уржумского ярусов.

Казанский ярус представлен породами калиновской, гидрохимической, сосновской, сокской свит и переходной толщи.

Калиновская свитасложена известняками и доломитами серыми и светло-серыми, пелитоморфными и микрокристаллическими с тонкими прослоями гипса. В подошве залегают мергели серые и тёмно-серые, известковистые. Толщина 61-85м.

Гидрохимическая свита представлена, в основном, ангидритами голубовато-серыми, кристаллическими, трещиноватыми и подчиненными прослоями темно-серого доломита. В кровле и подошве гипс белый. Толщина 6-12м.

Сосновская свита сложена доломитами светло- и темно-серыми, пелитоморфными, известняками серыми и светло-серыми, плотными, гипсами белыми и серыми, с гнёздами и прослоями ангидрита и тонкими прослоями глин серых, алевритистых.

Толщина 44-51м.

Переходная толщасложена мергелями доломитовыми, серыми, бурыми, плотными, реже доломитами глинистыми с прослоями гипса. Толщина 21-28м.

Сокская свитасложена, преимущественно, мергелями зеленовато-серыми и коричневато-бурыми, плотными, трещиноватыми и глинами буровато-коричневыми, жирными, с подчинёнными прослоями алевролитов, доломитов и гипсов.

Толщина 36-52м.

Верхний отдел сложен отложениями татарского яруса.

Татарский ярус представлен породами большекинельской и аманакской свит. Основное участие в строении яруса принимают глины. В толще глин встречаются прослои песчаников, алевролитов и мергелей. Все породы имеют буровато-коричневую окраску. Глины прослоями известковистые или доломитизированные, алевролиты глинистые, слюдистые. Толщина 132-174м.

Четвертичная системапредставлена жёлто-бурыми известковистыми суглинками и супесями желтовато-коричневыми, пылеватыми с прослоями песков грязно-серых, мелкозернистых с включением гальки. Толщина 0-15м.

скважина бурение коллекторский пласт

1.4 Тектоника

В региональном тектоническом плане Северо-Каменское месторождение приурочено к Сокской седловине - тектонические элементу I порядка. По отложениям верхнее-девоннско-каменноугольного комплекса месторождение приурочено к юго-западному борту Усть-Черемшанского прогиба Камско-Кинельской системы прогибов. Тектоническое строение месторождения освещено результатами структурного бурения, сейсморазведочных работ, глубокого поисково-разведочного и эксплуатационного бурения.

В 1964-1965 годах трестом «Куйбышевнефтеразведка» по результатам структурного бурения на Тремасовской площади по кровле швагеринового горизонта зафиксировано брахиантиклинальное поднятие, названное Северо-Каменским.

В 1966-1967 годах трестом «Куйбышевнефтегеофизика» на описываемой территории (Левшинская и Ольховская площади) проводились сейсморазведочные работы МОВ. По отражающим горизонтам «У» и «Д» в пределах Северо-Каменской площади закартировано два поднятия, несколько несовпадающих с поднятиями по данным структурного бурения.

В 1970-1971 гг. проведены сейсморазведочные работы на Алтайской и Орешенской площадях, по результатам которых было уточнено геологическое строение поднятия по отражающему горизонту «У».

В 1984-1986 гг. в пределах изучаемого участка проведены сейсморазведочные работы МОГТ 2Д на Константиновской площади, в результате которых уточнено геологическое строение Северо-Каменского месторождения по отражающим горизонтам В, У, Т и Д.

В 1985-1987 г.г. на Ниновской площади проводились сейсморазведочные работы МОГТ 2Д. В результате уточнено строение юго-восточной периклинали Гуровского купола по отражающим горизонтам карбона и девона, уточнены размеры купола.

Тектоническое строение площади по верхним горизонтам изучено структурным бурением, в результате которого и было выявлено Северо-Каменское поднятие.

Строение площади по отражающим горизонтам карбона и девона изучено сейсморазведкой МОВ и МОГТ. Структурные планы по отражающим горизонтам перми, карбона и девона совпадают. Поверхность всех отражающих горизонтов погружаются в юго-восточном направлении. Интенсивность погружения увеличивается с глубиной.

Северо-Каменское поднятие имеет многокупольное строение. По всем опорным горизонтам палеозоя оно состоит из трёх небольших по размерам поднятий (Центрального, Восточного и Южного (Гуровского)).

По отражающему горизонту «У» он представляется в виде замкнутого поднятия, ограниченного изогипсой минус 1460м.

Многокупольное строение Северо-Каменского поднятия подтверждается различным гипсометрическим положением водо-нефтяного контакта на каждом из поднятий.

1.5 Нефтегазоводоносность

Промышленное скопление нефти приурочено к пласту Б2 бобриковского горизонта. В кровельной части отложений бобриковского горизонта выделяется нефтенасыщеннный пласт Б2, сложенный песчаниками кварцевыми, в основном мелкозернистыми, реже разнозернистыми, участками алевритистыми, в различной степени отсортированными, разделенными более плотными породами (в основном алевролитами и глинами). Покрышкой залежи служат известняки темно-серые, расположенные в нижней части отложений тульского горизонта (репер «плита») и глинистые породы верхней части бобриковского горизонта. Полного замещения коллекторов непроницаемыми породами ни в одной скважине не наблюдается.

Центральный купол

Пласт залегает на глубине 1645 м. Общая толщина пласта изменяется от 22,9 м (скв. №55) до 41,4 м (скв. №101). Эффективная толщина меняется от 18,9 м в скв. №72 до 34,5 м в скв. №101 м. В контуре нефтеносности пласт состоит из 1-7 проницаемых пропластков мощностью от 0,4 до 31,6. Мощность плотных пропластков изменяется от 0,1 до 5,1 м.

В нефтенасыщенной части пласт, в основном, представлен монолитным или слабо расчленённым по мощности высокопроницаемым песчаником. Общая нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 1,2 (скв. №21) до 29,8 м (скв. №67). Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 1,2 м в скв. №21 и достигает в сводовой скважине №67 - 26,2 м. Количество нефтенасыщенных прослоев варьирует от 1 до 4, их мощность изменяется от 0,4 до 23,5 м. Мощность плотных прослоев изменяется от 0,6 до 3,8 м. Коэффициент песчанистости 0,97, расчленённость 1,4.

Промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием ряда скважин, в результате опробования получены притоки нефти дебитом от 1 м3/сут (скв. 107) до 80м3/сут (скв. 103).

Положение ВНК установлено по комплексу ГИС с учетом данных керна и результатам опробования в колонне.

На основании вышеизложенного, положение водонефтяного контакта, как и в предыдущем подсчёте запасов, принято на абс. отметке минус 1477,0 м.

Залежь по типу является неполнопластовой. Размер залежи 4,2х1,8 км, этаж нефтеносности 31,5 м. Разработка Центрального купола осуществляется с 1980 года.

Восточный купол

Пласт залегает на глубине 1676 м. Общая толщина пласта изменяется от 30,2 м (скв. №22) до 40,2 м (скв. №10). Эффективная толщина меняется от 25,6 м в скв. №22 до 35,6 м в скв. №62. В контуре нефтеносности пласт состоит из 2-7 проницаемых пропластков мощностью от 0,4 до 24,0 м. Мощность плотных пропластков изменяется от 0,4 до 5,9 м.

В нефтенасыщенной части пласт, в основном, представлен монолитным или слабо расчленённым по мощности песчаником. Общая нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 2,8 м в скв. №65 до 11,6 м в скв. №62. Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 2,8 м в скв. №65 до 11,6 м в скв №62. Количество нефтенасыщенных прослоев варьирует от 1 до 4, их мощность изменяется от 0,4 до 11,6 м. Мощность плотных прослоев по 0,4 м. Коэффициент песчанистости 0,96, расчленённость 1,4.

Промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием в колонне скважин №10,22,40,62,64,90. В результате опробования получены промышленные притоки нефти.

В скважине №22 ВНК прослеживается на абс. отметке минус 1491,5 м, в скважине №64 на абс. отметке минус 1492,7 м. На основании приведенных данных ВНК принят на абс. отметке минус 1492,0 м. Размер залежи составляет 2,0х1,5 км, этаж нефтеносности 11,1м. Залежь неполнопластового типа, по всей площади подстилается пластовой водой. Разработка Восточного купола осуществляется с 1980 года.

Южный купол

Пласт залегает на глубине 1558 м. Общая толщина пласта изменяется от 23,5 м (скв. №83) до 35,9 м (скв. №84). Эффективная толщина меняется от 20,2 м в скв. №83 до 27 м в скв. №82. В контуре нефтеносности пласт состоит из 4-7 проницаемых пропластков мощностью от 0,8 до 15,4 м. Мощность плотных пропластков изменяется от 0,4 до 2,9 м.

В нефтенасыщенной части пласт представлен слабо расчленённым по мощности песчаником. Общая нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 6,4 м в скв. №23 до 16,8 м в скв. №84. Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 6,4 м в скв. №23 до 15,5 м в скв №83. Количество нефтенасыщенных прослоев 1 - 2, их мощность изменяется от 1,7 до 15,4 м. Мощность плотных прослоев от 0,9 до 2,5 м.

Коэффициент песчанистости 0,95, расчленённость 1,5.

На Южном куполе промышленная нефтеносность доказана опробованием скважин 23, 82, 83, 84. В результате опробования получены притоки нефти дебитом до 32,5 м3/сут. (скв. 82).

По промыслово-геофизическим данным ВНК в скважине №23 отбивается на абс. отметке минус 1451,2 м. Нефтенасыщение пласта Б2 в скважине №23 по данным бокового сверлящего грунтоноса отмечается до глубины 1576 (-1450,8) м. Скважиной №83 по промыслово-геофизическим данным нижняя граница нефтенасыщения отмечается на абс. отметке минус 1451,3 м, верхняя граница водонасыщения на абс. отметке минус 1452,1 м.

На основании вышеизложенного ВНК на Южном куполе принят на абс. отметке минус 1451,0 м. Залежь неполнопластового типа, по всей площади подстилается пластовой водой. Размер залежи составляет 2,0х1,3 км, этаж нефтеносности 17,6 м. Геолого-физическая характеристика пласта Б2 представлена в таблице 1.1.

• Таблица 1.1 Геолого-физические характеристики продуктивного пласта Б2 Северо-Каменского месторождения

Параметры	Центральный купол	Восточный купол	Южный купол кат.
Средняя глубина залегания кровли, м	1645,0	1676,0	1558,0
Тип залежи	неполнопластовый	неполнопластовый	неполнопластовый
Тип коллектора	терриген	терриген.	терриген
Площадь нефтегазоносности. тыс. м2	3978.43	1224.09	981.13
Средняя общая толщина. м	17.6	8.1	13.7
Средневзвешенная общая нефтенасыщенная толщина. м	12.0	4.6	5.9
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина. м	16.9	7.9	12.9
Средневзвешанная эффективная нефтенас-ая толщина. м	11.6	4.4	6.8/1.8
Коэффициент пористости. доли ед.	0.23	0.23	0.22
Коэффициентнефтенасыщенности. долиед.	0.94	0.94	0.94
Проницаемость. мкм2	2.64	2.64	2.022
Коэффициент песчанистости. доли ед.	0.97	0.96	0.95
Расчлененность	1.4	1.4	1.5
Начальная пластовая температура. оС	31.2	33	31
Начальное пластовое давление. МПа	17.32	17.84	15.70
Вязкость нефти в пластовых условиях. мПас	62.67	53.40	232.00
Плотность нефти в пластовых условиях. т/м3	0.894	0.893	0.939
Плотность нефти в поверхностных условиях. т/м3	0.907	0.912	0.942
Абсолютная отметка ВНК. м	-1477.0	-1492.0	-1451.0
Объемный коэффициент нефти. доли ед.	1.023	1.029	1.008
Содержание серы в нефти. %	3.40	3.55	3.79
Содержание парафина в нефти. %	5.04	5.13	2.98
Давление насыщения нефти газом. МПа	4.09	3.30	3.02
Газовый фактор. м3/т	6.67	5.07	3.79
Содержание сероводорода в нефти после дифференциального разгазирования. %	0.80	0.49	0.40
Вязкость воды в пластовых условиях. мПас	1.32	1.27	1.33
Плотность воды в пластовых условиях. т/м3	1.1592	1.1603	1.1614
Плотность воды в стандартных условиях. т/м3	1.1662	1.1684	1.1684
Плотность газа по воздуху. доли ед.	1.061	1.004	1.027
Сжимаемость. 1/МПа·10-4 -нефти -воды -породы	-	-	-
	2.48	2.48	2.48
	-	-	-
Коэффициент вытеснения. доли ед.	0.660	0.660	0.618

1.6 Характеристика коллекторских свойств пласта Б2

Пласт Б2 залегает в верхней части бобриковского горизонта и сложен песчаниками. разделенными алевролитами и глинами на несколько проницаемых прослоев. Покрышкой залежи служат известняки темно-серые до черных. кристаллические. глинистые. иногда окремнелые. плотные. крепкие. расположенные в нижней части отложений тульского горизонта и глинистые породы верхней части бобриковского горизонта.

Песчаники продуктивной части пласта Б2 коричневато-серые и буровато-коричневые. По данным микроскопических исследований песчаники мономинеральные. кварцевые. в основном мелкозернистые. реже разнозернистые (крупно-среднезернистые и средне-мелкозернистые). участками алевритистые.

Степень отсортированности зерен по разрезу и по площади различна. Зерна кварца округлые и удлиненные. угловатые. часто полуокатанные. реже окатанные. Диаметр зерен от 0.08 до 0.6-0.8 мм.

В разнозернистых песчаниках преобладающий диаметр зерен 0.28-0.45мм. в мелкозернистых - 0.10-0.15 мм. Межзерновые контакты точечные. реже линейного типа. Укладка зерен свободная.

Текстура неясно-слоистая.

Цемент глинистый. прослоями карбонатный. Участками песчаники очень рыхлые. слабосцементированные. при легком надавливании разрушаются.

Поры разнообразной формы. чаще неправильной. Поры образованы гранями 3-4 зерен. Диаметр пор от 0.02-0.04 мм до 0.1-0.2 мм. иногда до 0.3-0.4 мм. Поры соединяются между собой узкими короткими канальцами.

Характеристика коллекторских свойств пласта Б2представлена в таблице 1.2-1.4.



Таблица 1.2 Характеристика коллекторских свойств и нефте-газонасыщенности пласта Б2 Северо-Каменского месторождения. Центральный купол

Метод определения	Наименование	Проницаемость мкм2	Пористость. доли ед.	Начальная	Насыщенность связанной водой. доли ед.
				нефтенасыщенность. доли ед.	газонасыщенность. доли ед.
1	2	3	4	5	6	7
Лабораторныисследования керна	Количество скважин. шт.	4	5	-	-	-
	Количество определений. шт.	72	190	-	-	-
	Среднее значение	2.640	0.227	-	-	-
	Коэффициент вариации. доли ед.	0.7061	0.159	-	-	-
	Интервал изменения	0.031-10.298	0.095-0.285	-	-	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин. шт.	-	51	51		51
	Количество определений. шт.	-	86	86		86
	Среднее значение	-	0.222	0.933		0.067
	Коэффициент вариации. доли ед.	-
	Интервал изменения	-
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин. шт.	15	-	-	-	-
	Количество определений. шт.	15	-	-	-	-
	Среднее значение	2.81	-	-	-	-
	Коэффициент вариации. доли ед.	0.604	-	-	-	-
	Интервал изменения	0.75-6.82	-	-	-	-
Принятые при проектировании значения параметров	2.640	0.23	0.94*	-	0.06

* - по данным моделирования (как средневзвешенное по объему)



Таблица 1.3

Характеристика коллекторских свойств и нефте-газонасыщенности пласта Б2 Северо-Каменского месторождения. Восточный купол

Метод определения	Наименование	Проницаемость.мкм2	Пористость. доли ед.	Начальная	Насыщенность связанной водой. доли ед.
				нефтенасыщен-ность. доли ед.	газонасыщенность. доли ед.
1	2	3	4	5	6	7
Лабораторные исследования керна	Количество скважин. шт.	1	1	-	-	-
	Количество определений. шт.	1	3	-	-	-
	Среднее значение	1.8020	0.244	-	-	-
	Коэффициент вариации. доли ед.	-	-	-	-	-
	Интервал изменения	-	0.234-0.262	-	-	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин. шт.	-	6	6	-	6
	Количество определений. шт.	-	7	7	-	7
	Среднее значение	-	0.222	0.955		0.045
	Коэффициент вариации. доли ед.	-	-	-	-	-
	Интервал изменения	-	-	-	-	-
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин. шт.	1	-	-	-	-
	Количество определений. шт.	1	-	-	-	-
	Среднее значение	1.23	-	-	-	-
	Коэффициент вариации. доли ед.	-	-	-	-	-
	Интервал изменения	-	-	-	-	-
Принятые при проектировании значения параметров	2.640**	0.23	0.94*	-	0.06

* - по данным моделирования (как средневзвешенное по объему)

** - по аналогии с Центральным куполом



Таблица 1.4

Характеристика коллекторских свойств и нефте-газонасыщенности пласта Б2 Северо-Каменского месторождения. Южный купол

Метод определения	Наименование	Проницаемость.мкм2	Пористость. доли ед.	Начальная	Насыщенность связанной водой. доли ед.
				нефтенасыщенность. доли ед.	газонасыщенность. доли ед.
1	2	3	4	5	6	7
Лабораторные исследования керна	Количество скважин. шт.	1	1	-	-	-
	Количество определений. шт.	1	4	-	-	-
	Среднее значение	0.011	0.216	-	-	-
	Коэффициент вариации. доли ед.	-	-	-	-	-
	Интервал изменения		0.095-0.264	-	-	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин. шт.	-	4	4	-	4
	Количество определений. шт.	-	6	6		6
	Среднее значение	-	0.224	0.946		0.054
	Коэффициент вариации. доли ед.	-	-	-	-	-
	Интервал изменения	-	-	-	-	-
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин. шт.	-	-	-	-	-
	Количество определений. шт.	-	-	-	-	-
	Среднее значение	-	-	-	-	-
	Коэффициент вариации. доли ед.	-	-	-	-	-
	Интервал изменения	-	-	-	-	-
Принятые при проектировании значения параметров	2.022**	0.22	0.94*	-	0.06

* - по данным моделирования (как средневзвешенное по объему)

** - по корреляционной зависимости Кпр = f(Кп)



1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

В настоящем подразделе приводятся основные показатели физико-химических характеристик нефти и газа по разрабатываемой залежи, в том числе параметры нефти и газа после расчета дифференциального разгазирования.

Центральный купол

Физико-химические свойства нефти и газа Центрального купола определены по данным исследований 21 глубинной пробы из 20 скважин и 30 поверхностных проб из 21 скважины.

По результатам исследований и расчётов приняты следующие параметры нефти и газа пласта: плотность пластовой нефти - 894.0 кг/м3. давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (31.20С) - 4.09 МПа. газосодержание - 7.73 м3/т. динамическая вязкость пластовой нефти - 62.67 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 907.0 кг/м3. газовый фактор - 6.67 м3/т. объёмный коэффициент - 1.023. динамическая вязкость разгазированной нефти - 117.12 мПа·с.

Мольное содержание компонентов в смеси газов. выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода - 5.64%. углекислого газа - 5.61%. азота - 59.78%. гелия - 0.060%. метана - 7.55%. этана - 13.94%. пропана - 3.32%. высших углеводородов (пропан + высшие) - 7.48%. Относительная плотность газа по воздуху - 1.061. а теплотворная способность газа - 20313 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3.40%). смолистая (12.13%). парафиновая (5.04%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С - 33.0%.

Восточный купол

Свойства нефти и газа Восточного купола описываются по данным исследований двух глубинных проб из скважин 10. 64 и шести поверхностных проб из скважин 10 (две пробы). 22. 62. 64. 90.

Для данной залежи приняты следующие параметры нефти и газа пласта: плотность пластовой нефти - 893.0 кг/м3. давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (330С) - 3.30 МПа. газосодержание - 5.80 м3/т. динамическая вязкость пластовой нефти - 53.40 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 912.0 кг/м3. газовый фактор - 5.07 м3/т. объёмный коэффициент - 1.029. динамическая вязкость разгазированной нефти - 97.02 мПа·с.

Мольное содержание компонентов в смеси газов. выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях следующие: сероводорода - 3.75%. углекислого газа - 3.84%. азота - 58.18%. гелия - 0.082%. метана - 15.47%. этана - 12.51%. пропана - 2.52%. высших углеводородов (пропан + высшие) - 6.25%. Относительная плотность газа по воздуху - 1.004. а теплотворная способность газа - 20477 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3.55 %). смолистая (12.56%). парафиновая (5.13%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С - 35.0%.

Южный купол

Физико-химические свойства флюидов залежи Южного купола описываются по данным исследований двух глубинных проб из скважин 82. 83 и трёх поверхностных проб из скважин 23. 82. 83.

По результатам исследований и расчётов приняты следующие параметры нефти и газа пласта: плотность пластовой нефти - 939.0 кг/м3. давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (310С) - 3.02 МПа. газосодержание - 4.48 м3/т. динамическая вязкость пластовой нефти - 232.0 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 942.0 кг/м3. газовый фактор - 3.79 м3/т. объёмный коэффициент - 1.008. динамическая вязкость разгазированной нефти - 422.0 мПа·с.

Мольное содержание компонентов в смеси газов. выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода - 3.35%. углекислого газа - 4.82%. азота - 47.70%. гелия - 0.084%. метана - 13.87%. этана - 22.70%. пропана - 3.99%. высших углеводородов (пропан + высшие) - 7.56%. Относительная плотность газа по воздуху - 1.027. а теплотворная способность газа - 26948 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3.79%). смолистая (13.56%). парафиновая (2.98%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С - 36.0%.

В районе Центрального купола минерализация вод пласта Б2 составляет 251.68 г/л. плотность в стандартных условиях 1.1662 г/см3 (в пластовых условиях 1.1592 г/см3). Вязкость. определяемая по палеткам. в пластовых условиях в среднем равна 1.32 мПа·с. в поверхностных условиях 1.72 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 9.16 г/л. магния 2.56 г/л. сульфатов 0.79 г/л. первая соленость 84.7 %-экв. Пластовые воды характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl=0.85).

В районе Восточного и Южного куполов минерализация вод пласта Б2 составляет 251.74 г/л. плотность в стандартных условиях 1.1684 г/см3 (в пластовых условиях 1.1603-1.1614 г/см3). Вязкость. определяемая по палеткам. в пластовых условиях в среднем равна 1.27-1.33 мПа·с. в поверхностных условиях 1.74 мПа·с.

Воды пласта Б2 в районе Центрального купола характеризуются повышенным содержанием кальция. магния. брома. т.е. обнаруживают признаки метаморфизма. вследствие более высокой застойности. В районе Восточного и Южного куполов в пластовых водах содержание кальция. магния. брома меньше. первая соленость выше. степень метаморфизации ниже. Это свидетельствует о лучшей гидродинамической связи пласта с законтурной водонапорной системой.

Водорастворенный газ на Северо-Каменском месторождении не изучался.

Свойства пластовой нефти и воды пласта Б2 представлены в таблицах 1.5-1.7. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Северо-Каменского месторождения пласта Б2 1.8-1.10. Компонентный состав нефтяного газа. дегазированной и пластовой нефти Северо-Каменского месторождения пласта Б2 представлен в таблицах 1.11-1.13. Свойства и состав пластовых вод пласта Б2 Северо-Каменского месторождения представлены в таблицах 1.14-1.16.

Таблица 1.5 Свойства пластовой нефти пласта Б2 Северо-Каменского месторождения

	Численные значения
Наименование параметра	Диапазон изменения	Среднее значение
Центральный купол
Пластовое давление, МПа	-	17,32
Пластовая температура, 0С	-	31,2
Давление насыщения газом, МПа	3,61 - 4,65	4,09
Газосодержание, м3/т	6,00 - 9,00	7,73
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	6,67
Р1=	0,196	МПа	Т1=	15	С	-	6,20
Р2=	0,245	МПа	Т2=	30	С	-	0,37
Р3=	0,490	МПа	Т3=	30	С	-	0,10
Р4=	0,118	МПа	Т4=	23	С	-	-
Р5=	0,098	МПа	Т5=	23	С	-	-
Плотность в условиях пласта, кг/м3	882,00 - 900,50	894,0
Вязкость в условиях пласта, мПас	53,90 - 76,30	62,67
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа•10-4	-	-
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	1,495 1,279
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	908,0 907,0

Таблица 1.6

	Численные значения
Наименование параметра	Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Восточный купол
Пластовое давление, МПа	-	17,84
Пластовая температура, 0С	-	33
Давление насыщения газом, МПа	3,24 - 3,35	3,30
Газосодержание, м3/т	5,50 - 6,10	5,80
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	5,07
Р1=	0,196	МПа	Т1=	15	С	-	4,67
Р2=	0,245	МПа	Т2=	30	С	-	0,32
Р3=	0,490	МПа	Т3=	30	С	-	0,08
Р4=	0,118	МПа	Т4=	23	С	-	-
Р5=	0,098	МПа	Т5=	23	С	-	-
Плотность в условиях пласта, кг/м3	885,0 - 901,0	893,0
Вязкость в условиях пласта, мПас	48,20 - 58,60	53,40
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа•10-4	-	-
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	1,363 1,210
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	914,0 912,0

Таблица 1.7

	Численные значения
Наименование параметра	Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3
Южный купол
Пластовое давление, МПа	-	15,70
Пластовая температура, 0С	-	31
Давление насыщения газом, МПа	2,91 - 3,12	3,02
Газосодержание, м3/т	4,32 - 4,63	4,48
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т		3,79
Р1=	0,196	МПа	Т1=	15	С	-	3,28
Р2=	0,245	МПа	Т2=	30	С	-	0,40
Р3=	0,490	МПа	Т3=	30	С	-	0,11
Р4=	0,118	МПа	Т4=	23	С	-	-
Р5=	0,098	МПа	Т5=	23	С	-	-
Плотность в условиях пласта, кг/м3	938,90 - 939,50	939,0
Вязкость в условиях пласта, мПас	224,0 - 240,0	232,0
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа•10-4	-	-
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	1,416 1,238
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	944,0 942,0

Таблица 1.8 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Северо-Каменского месторождения пласта Б2 Центрального купола<...