1.1.2 Стратиграфия.

В литолого-стратиграфическом строении месторождения Центрально-Восточная Прорва принимают участие отложения пермской, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем (рисунок 1.2).

По объектам проектные показатели выглядят следующим образом:

I объект – верхнекелловейский горизонт (Ю-I): максимальный уровень добычи нефти– 15 тыс.т (2002г.) жидкости – 41тыс.т (2009г.) при фонде 5 скважин. КИН – 0,39.

II объект – среднекелловейский горизонт (Ю-II): максимальный уровень добычи нефти– 190,6 тыс.т (2006г.) жидкости – 672,1тыс.т (2010г.) при фонде 66 скважин. КИН – 0,43.

III объект – нижнекелловейский горизонт (Ю-III): максимальный уровень добычи нефти– 52,1тыс.т (2006г.) жидкости – 61тыс.т (2010г.) при фонде 6 скважин. КИН – 0,39.

IV объект – IV среднеюрский горизонт (Ю-IV): максимальный уровень добычи нефти– 47,5тыс.т (2007г.) жидкости – 61тыс.т (2010г.) при фонде 6 скважин. КИН – 0,41.

V объект – V среднеюрский горизонт (Ю- V): максимальный уровень добычи нефти – 172тыс.т (2004г.) жидкости – 215тыс.т (2010г.) при фонде 11скважин. КИН – 0,49.

VI объект – I триасовый горизонт (Т- I): максимальный уровень добычи нефти – 79,1тыс.т (2004г.) жидкости – 83,3тыс.т (2010г.) при фонде 7скважин. КИН – 0,49.

VIIобъект – III,IV,V триасовые горизонты : максимальный уровень добычи нефти –109,4тыс.т (2006г.) жидкости – 204тыс.т (2010г.) при фонде 20 скважин. КИН – 0,39.

В 1991, 2010гг. были подсчитаны запасы нефти и газа по Западному полю месторождения Центрально-Восточная Прорва и утверждены в ЦКЗ МНП.

Рисунок 1.2. Структурная карта по кровле месторождения Центрально- Восточная Прорва

В 2009 году по Западному полю институтом «КазНИПИнефть» была составлена «Технологическая схема разработки Западного поля месторождения Ц.В.Прорва».

В 2010году ЦНИЛом ОАО «Казахойл-Эмба» для ввода в промышленную разработку нефтяных залежей Западного поля составлена «Технологическая схема разработки месторождения Ц.В.Прорва (западное поле)».

К реализации утвержден III вариант разработки, характеризующийся следующими показателями:

1.Максимальный уровень добычи нефти – 387,9 тыс.т. (5,5% от НИЗ)

2.Максимальный объем жидкости – 453 тыс. т.

3.Максимальный фонд скважин – 37 ед.

4.КИН - 0,36.

Исходные данные для технологических расчетов, принятые в проектном документе приведены в таблице 1.1.

1.1.3 Тектоника.

В тектоническом отношении месторождение расположено на юго-западной переклинальной части Южно - Эмбинского поднятия, уходящего под уровень Каспийского моря. Центрально-Восточная Прорва представляет собой брахиантиклиналь широтного простирания с глубоким залеганием соляного ядра. Глубина залегания соли в своде 3289 м.

Продуктивные горизонты в юре залегают на глубинах 2175-2775 м, в триасе – на глубинах 3104-3337м. Высота нефтяных залежей в юре 12,6-49,9м, в триасе 7-36м, высота газовых залежей 18,8-74м (рисунок 1.3). Отметки ВНК юрских горизонтов 2281-2804 м, триасовых горизонтов 3137-3365м. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Продуктивные горизонтысложены террогенными породами, коллекторы поровые. Нефтенасыщенная толщина юрских горизонтов 2,9-9,8м. Открытая пористость коллекторов 16-21,2%, проницаемость 0,016-0,340 мкм², коэффициенты нефтеначыщенности 0.48-0,77, коэффициенты газонасыщенности 0,55-0,77. Начальные дебиты нефти 20,7-77,5 м³/сут при 5-мм штуцере.

Надсолевые отложения разбиты сбросом F₁ на Северное опущенное и Южное приподнятое крылья. Сброс падает на север и имеет амплитуду порядка 5м в палеогеновых отложениях и 75м по кровле нижней юры, простирание широтное постепенно переходящее на востоке в северо-восточное. Угол падения сброса 75⁰.

Таблица 1.1.
Исходные данные для технологических расчетов, принятых в проектном документе.
№№	Наименование	Единица			г о р и з о н т ы
п/п		измер.	Ю-I	Ю-II	Ю-III	Ю-IV	Ю-V	T-I	T-III	T-IV	T-V
1	Средняя глубина залегания	м	2250	2262	2230	2370	2768	3091	3160	3168	3253
2	Площадь нефтеносности	тыс.м2	5063	33069	3031	3031	4844	4394	2475	7949	4505
3	Площадь газоносности	тыс.м2	23961	17871	1471		2118
4	Средняя толщина газонасыщ.	м	9,8	10,7	20,8	5,7	13,4	10,1	8,4	10,2	6
5	Средняя толщина нефтенасыщ.	м	7,1	5,2	10,5	5,7	13,4	10,1	8,4	10,2	2,1
6	Средняя насыщенность нефтью	д.ед	0,63	0,69	0,54	0,55	0,69	0,61	0,7	0,7	0,68
7	Средняя насыщенность газом	д.ед	0,645	0,69	0,54		0,64
8	Пористось	д.ед	0,19	0,21	0,2	0,16	0,18	0,16	0,16	0,16	0,16
9	Проницаемость	мкм2	0,064	0,188	0,033	0,754	0,155	0,097	0,097	0,097	0,097
10	Коэф. вариац. распр. прониц-ти	д/ед	1,4	1,34	1,54		0,62	0,63	0,63	0,63	0,63
11	Пластовое давление	атм	22,2	25,4	26,6	26,6		33	29,4	33,5	33,5
12	Пластовая температура	С	72,5	72,6	73,3	76,5	87	95,5	97	97,5	99,3
	Среднее свойства флюидов	в пластовых условиях
13	Плотность нефти	г/см3	0,773	0,604-0.744	0,743	0,743		0,645	0,604	0,804	0,804
14	Давление насыщ. нефти газом	МПа	15,6	11,3-14,7	22,5	23,9		25,5	24,4	18,2	18,2
15	Газосодержание нефти	м3/т	98	143	150	150	150	174	85	85	85
16	Объемный коэффициент нефти	д.ед	0,811	0,746	0,762	0,751	0,751	0,613	0,836	0,836	0,836
17	Вязкость нефти	н, мПа*с	0,8	0,695-0,819		0,855		1,19	0,767	2,88	2,88
18	Вязкость газа	сп
19	Вязкость воды
Среднее свойства флюидов		в стандартных условиях
20	Плотность нефти	г/см3	0,8684	0,87	0,8691	0,8847	0,8671	0,894	0,899	0,899	0,865
21	Плотность газа	г, г/л		0,908-1,033			0,8548	0,786	0,8415	0,8268	0,901
22	Плотность воды	г/см3		1,1645			1,1647
23	Вязкость нефти	сп	7,06	6,9			6,73
24	Вязкость газа	сп
25	Вязкость воды	сп

Рисунок 1.3. Структурная карта по кровле геологического профиля по линии I-I

Северное крыло делится еще одним сбросом F₄ на два поля: западное - опущенное и восточное - приподнятое. Этот сброс имеет западное падение и амплитуда его по верхнеюрским отложениям 20м, угол падения 55⁰.

На Южном крыле выделяются два поднятия: Центральное и Восточное.

В отчете КазНИПИнефть «Подсчет запасов нефти, газа и конденсата» за 1987г. авторы отказались от сбросов F₂ и F₃, описанных в более ранних работах ЦНИЛа с связи с недостаточным их обоснованием.

Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях келловейского яруса верхней юры (Ю-I, Ю-II, Ю-III горизонты), среднеюрских отложениях – (Ю-IV, Ю-V горизонты) и отложениях триасового комплекса (Т-I, Т-II, Т-III, T-IV, T-V горизонты).

В таблице 1.1 приводится описание строения выделенных горизонтов и связанных с ним залежей нефти и газа, обоснования ГВК, ГНК, ВНК.

Породы-коллекторы продуктивных отложений юры представлены песчаниками и алевролитами. В Ю-I, Ю-II, Ю-IV горизонтах коллекторами являются тонко- и мелкозернистые глинистые песчаники, содержание глинистой фракции в них превышает 30%.

В Ю-II горизонте выделены два пласта 1 и 2, причем первый разделен на алевролитовую (1а) и песчаниковую (1п) части. Правомерность разделения четко видно по глинистости. Коллекторами алевролитовой части 1а являются алевролиты и мелкозернистые глинистые песчаники, глинистость порядка 25%. Коллекторами песчаниковой части пластов 1п и 2 в основном являются мелко- и среднезернистые песчаники, глинистость их порядка 20%.

Коллекторами Ю-V горизонта и триасового продуктивного комплекса являются также разнозернистые песчаники, характеризующиеся меньшей глиностостью 11-18%.

Пористость коллекторов юрских горизонтов изменяется по разрезу без каких-либо закономерностей. Найболее высокими свойствами обладают коллекторы Ю-II горизонта (21% по керну, 22% по ГИС).

Средняя пористость по юрским горизонтам изменяется от 18,6 до 23,4%. Пористость коллекторов триасовых продуктивных отложений, определенная по керну, изменяется в пределах 11,6-22,4%, составляя в среднем 16%,а по ГИС среднее значение пористости колеблется от 16% (Т-I горизонт) до 13% (Т-V горизонт).

Проницаемость коллекторов оценивались по керну и по гидродинамическим исследованиям скважин, полученные результаты резко не отличаются друг от друга. Наиболее высокими фильтрационными свойствами в юрском продуктивном разрезе обладают породы - коллекторы Ю-II горизонта, проницаемость которых по отдельным образцам керна превышает 1мкм².

По фильтрационной характеристике коллекторы триасового продуктивного разреза значительно хуже юрских. Среднее значение проницаемости по скважинам для коллекторов триасовых отложений по керну изменяется от 0,0010 до 0,6650 мкм², по гидродинамическим исследованиям - от 0,0103 до 0,1279 мкм², составляя в среднем соответственно 0,0976 мкм² и 0,0843 мкм².