Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Нефтетехнологический факультет

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» курсовой проект

по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

на тему: «Анализ разработки пласта Б₂ Красногородецкого месторождения»

ВЫПОЛНИЛ студентка 4-НТ-5

Маркелова Анастасия Михайловна

ПРОВЕРИЛ Руководитель курсового проекта

Кузнецова Татьяна Ивановна

Допуск к защите _____________________

(дата)

_________________

(оценка и роспись руководителя)

Самара 2012

Задание по сбору информации для курсового проекта по дисциплине «разработка нефтяных месторождений»

Для студента Маркеловой А.М. по Красногородецкому месторождению

Пласт Б₂

Курсовой проект состоит из двух частей: геологической и технологической.

1.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Включает следующие пункты:

1. Общие сведения о месторождении

2. Стратиграфия

3. Коротко тектонику

4. Коллекторские свойства пласта (проницаемость, пористость, неоднородность пласта, коэф. песчанистости, расчлененности)

5. Физико-химические свойства нефти, воды, газа

6. Параметры для подсчета запасов балансовых и извлекаемых, коэффициент нефтеотдачи.

ЭТИ ДАННЫЕ БРАТЬ В ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ И ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТАХ: ТЕХСХЕМЕ, ПРОЕКТЕ РАЗРАБОТКИ И Т.Д

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Для выполнения курсового проекта нужны следующие данные:

1 Фактические показатели разработки с начала эксплуатации или график разработки на 01.01.12г.

2 Проектные и фактические показатели за 2007-2011 год (или проектные показатели из последнего проектного документа)

3 Технологические режимы работы скважин (декабрьский или четвертого квартала)

4 Фонд скважин по заданному пласту. Причины выхода в бездействие добывающих и нагнетательных скважин.

Из последнего проектного документа разработки выписать для анализа показателей разработки пласта данные: причины увеличения обводненности, изменения дебитов нефти и жидкости, причины не выполнения добычи нефти и т. д. Собрать данные по выполняемым геолого- техническим мероприятиям по анализируемому пласту.

ГРАФИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ

1 График разработки на 01.01.12г

2 Карта текущих отборов на 01.01.12г

3 Карта начальных нефтенасыщенных толщин

4 Геологический профиль по пласту

5. Структурная карта

СОДЕРЖАНИЕ

Реферат

Введение……………………………………………………………………..6

1. Геологическая часть…………………………………………………8

1.1. Общие сведения о месторождении………………………………….8

1.2. Орогидрография………………………………………………………10

1.3. Стратиграфия………………………………………………………….10

1.4. Тектоника……………………………………………………………...21

1.5. Нефтегазоводоносность……………………………………………...25

1.6. Коллекторские свойства пласта…………………………………….29

1.7. Физико-химические свойства нефти, газа, воды………………….30

1.8. Подсчет запасов нефти и газа………………………………………37

ВЫВОДЫ…………………………………………………………………..40

2. Технологическая часть…………………………………………41

2.1. Основные решения проектных документов………………….41

2.2. Анализ разработки пласта с начала эксплуатации…………..42

2.2.1.Анализ обводненности залежи в первой стадии разработки…………………………………………………………………48

2.2.2.Анализ применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)……………………………………………………………………….48

2.3. Характеристика системы воздействия на пласт……………53

2.3.1. Анализ изменения энергетического состояния залежи……………………………………………………………………...54

2.4. Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа…………………………………………………………..56

2.4.1. Характеристика фонда скважин……………………………..56

2.4.2. Анализ отборов нефти и жидкости и дебитов скважин…….58

2.4.3. Анализ обводнения залежи…………………………………..59

2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки…………………………………………………………………..60

2.6. Определение эффективности разработки нефтяных залежей расчетными методами……………………………………………………..64

1. Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных толщин……………………64

2.7. Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки…………………………68

2.8. Краткое описание рекомендуемых для внедрения геолого-технических мероприятий………………………………………………..69

ВЫВОДЫ…………………………………………………………………..70

ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………………………71

РЕФЕРАТ

Курсовой проект содержит стр, табл, рис.

ПЛАСТ, СКВАЖИНА, НЕФТЕОТДАЧА, ЗАЛЕЖЬ, ОБВОДНЕННОСТЬ, ПРОНИЦАЕМОСТЬ, ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЬ

В настоящей работе рассмотрен геолого-промысловый материал, проведен расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов нефти и газа.

Рассмотрены основные решения проектных документов, анализ разработки пласта с начала эксплуатации и на текущую дату, изменение энергетического состояния залежи.

Выполнен расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту) на 01.01.2012 года для анализа охвата разработки залежи. Так же выполнен расчет остаточных нефтенасыщенных толщин для оценки коэффициента нефтеотдачи, определения зон концентрации остаточных запасов нефти.

Произведено сопоставление проектных и фактических показателей разработки. На основе анализа дана оценка эффективности разработки данной залежи и разработаны рекомендации по улучшению ее разработки.

Приведены теоретические основы рекомендуемых мероприятий.

Введение

Анализ разработки нефтяного месторождения служит базой для проектирования разработки и является неотъемлемой частью контроля за разработкой месторождений на поздних стадиях.

Основной целью геолого-промыслового анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности разработки, которая проводится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является, размер, форма нефтяной залежи ее неоднородность, а также коллекторские и физико-химические свойства нефти.

Одной из важных задач, возникающих при анализе разработки в поздней стадии разработки, является выявление характера распределения оставшихся запасов нефти в пределах начального нефтесодержащего объема залежи.

Совершенствование систем разработки должно идти по пути повышения охвата пласта воздействием, ликвидации зон и участков, где слабо распространяется влияние нагнетания.

Поскольку основным способом разработки нефтяных месторождений является заводнение пластов, вполне закономерно, что в первую очередь необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи - это усиление систем заводнения, применения способов регулирования ( циклическая закачка и изменение направления фильтрационных потоков ИНФП и т.д)

Кроме того, в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных залежей на поздних стадиях разработки и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов для достижения коэффициента нефтеотдачи КИН, необходимо широко внедрять методы увеличения нефтеотдачи пластов - массового применения геолого-технических мероприятий (ГТМ).

1. Геологическая часть.

1.1. Общие сведения о месторождении.

В административном отношении Красногородецкое месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области, в 115 км к северо-востоку от областного центра – г. Самара.

Ближайшая железнодорожная станция Челно-Вершины расположена в 25 км к северу от месторождения.

Близлежащие населенные пункты: сс. Дмитриевка, Покровка, Липовка, Красный Городок и другие, связаны между собой автомобильными дорогами местного значения. Непосредственно через площадь месторождения проходит асфальтированная автодорога Самара-Сергиевск-Челно-Вершины.

В административно-хозяйственном отношении район в основном сельскохозяйственный.

Лицензия на право пользования недрами СМР 00187НЭ выдана ОАО “Самаранефтегаз” 25.10.1995 г. Дата окончания действия лицензии – 25.10.2015 г.

Изучаемое месторождение расположено в окружении давно разрабатываемых месторождений: с севера – Шумолгинское, с северо-запада – Озеркинское, с юга – Радаевское и Боровское, с востока – Смагинское.

Район месторождения промыслово обустроен с необходимым комплексом закрытых нефтесборных и очистных сооружений и поддерживается в хорошем экологическом состоянии. На месторождении расположена электроподстанция 110/35/6-10 кВ.

Нефть поступает на нефтесборный пункт, расположенный непосредственно на Красногородецком месторождении, и далее в нефтепровод “Дружба”, который расположен в 36 км к юго-востоку от месторождения.

Район относится к лесостепной зоне, занят в основном пахотными землями, на востоке территории леса лиственных пород образуют крупные массивы.

Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +70 до +250 м.

Климат района континентальный, с жарким летом и холодной зимой; среднегодовая температура составляет +3,9 ºС. Среднемесячная температура января достигает -13,1ºС, в июле она составляет +20,2ºС. Среднегодовое количество осадков равно 460 мм. Продолжительность зимнего периода со снеговым покровом 139 дней. Обзорная схема района работ представлена на рисунке 1.1.

Обзорная схема работ Красногородецкого месторождения

Рис. 1.1.

1.2. Орогидрография

Площадь месторождения приурочена к водоразделу рек Липовка и Кондурча. В непосредственной близости от месторождения протекает река Кильна.

В зоне активного водообмена отмечено наличие воды в четвертичных отложениях, в отложениях татарского и казанского ярусов, калиновской свиты верхней перми. Водоносные горизонты нижнепермских отложений, среднего и верхнего карбона на месторождении отдельно выделить невозможно из-за отсутствия четко выраженных водоупоров.

Водоносный горизонты в нижнечетвертичных делювиальных отложениях имеет очень малую площадь распространения и к промышленному применению не пригоден.

Водоносные горизонты в отложениях татарского яруса имеют более широкое распространение. Водоносными являются трещиноватые песчаники и алевролиты, содержащие прослои известняков, мергелей, глин. Мощность водоносных пород изменяется от 2 до 33,5 м. Удельный дебит скважин колеблется в пределах 0,1 - 3 л/сек. Пресные подземные воды нижнетатарского водоносного комплекса служат местному населению в качестве основного источника водоснабжения.

В верхнеказанских отложениях водовмещающими породами являются трещиноватые доломиты, известняки, песчаники. При опробовании переходной толщи был получен дебит воды 10 - 12 м³/час.

1.3. Стратиграфия

В основу стратиграфического расчленения разреза Красногородецкого месторождения положено «Решение Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы», проходившего в Ленинграде (ВСЕГЕИ) в 1988 году.

По данным геологических исследований, проведенных в процессе структурного, разведочного и эксплуатационного бурения, разрез представлен породами кристаллического фундамента, отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.

Ниже приводится описание разреза и особенности геологического строения пластов Красногородецкого месторождения.

Породы кристаллического фундамента вскрыты тремя скважинами на максимальную глубину 23 м и представлены пестроцветными амфибол-пироксен-плагиоклазовыми гнейсами со следами поздней биотинизации.

Палеозойская группа (PZ)

Палеозойская группа представлена девонской, каменноугольной и пермской системами.

Девонская система (D)

Девонская система представлена живетским ярусом среднего отдела, франским и фаменским ярусами верхнего отдела.

Живетский ярус (D₂zv) сложен алевролитами с прослоями глин темно- и зеленовато-серых, неяснослоистых, плотных, и плотных известняков. Толщина яруса составляет 0 - 15 м.

Франский ярус (D₃f) представлен нижним, средним и верхним подъярусами. Толщина яруса 285 - 317 м.

Пашийский горизонт сложен переслаиванием песчаников белых и светло-серых, кварцевых, мелкозернистых, средней крепости, слабопористых, водонасыщенных; алевролитов серых, слоистых, плотных, крепких, глинистых, слюдистых, участками песчанистых; глин зеленовато-серых, слоистых, алевритистых. Толщина 45 - 54 м.

Тиманский горизонт представлен терригенно-карбонатными породами - глинами, песчаниками, алевролитами, известняками. Глины темно- и зеленовато-серые, оскольчатые, сланцеватые, плотные, слюдистые. Песчаники серые, кварцевые, мелкозернистые, местами уплотненные, участками пропитанные густой вязкой нефтью, местами водонасыщенные. Алевролиты зеленовато- и буровато-серые, плотные, глинистые, песчанистые. Известняки темно-серые, микрокристаллические, плотные, крепкие, с тонкими прослоями глин. Толщина 48 - 55 м.

Пласт Дк, выделяемый в толще песчаника, не содержит промышленных запасов нефти.

Саргаевский горизонт сложен глинами и известняками. Глины темно-серые, сланцеватые, оскольчатые, плотные, известковистые. Известняки темно-серые, микрокристаллические, плотные, пиритизированные. Толщина 19 - 20 м.

Доманиковый горизонт и верхнефранский подъярус верхнего девона представлены преимущественно известняками серыми и темно-серыми, мелкокристаллическими и пелитоморфными, плотными, крепкими, участками трещиноватыми, прослоями глинистыми, пористыми. Толщина доманикового горизонта 25 - 28 м, верхнефранского подъяруса 148 - 160 м.

Фаменский ярус (D₃fm) сложен известняками светло-серым, органогенно-обломочными, кавернозными, трещиноватыми, с включением кальцитов и ангидритов, с отпечатками фауны брахиопод, с прослоями глин; доломитами белыми, светло- и коричневато-серыми, мелкокристаллическими, плотными, крепкими. Толщина яруса составляет 348 - 415 м.

Каменноугольная система (С)

Каменноугольная система представлена турнейским, визейским и серпуховским ярусами нижнего отдела, башкирским и московским ярусами среднего отдела, а также верхним отделом.

Турнейский ярус (C₁t) сложен известняками от светло-серых до серых, скрытокристаллическими и кристаллическими, плотными, средней крепости, ангидритизированными, водонасыщенными и известняками буровато-серыми, кристаллическими, пористыми, кавернозными, трещиноватыми, участками нефтенасыщенными. Толщина яруса 53 - 71 м.

В кровле турнейского яруса выделен пласт B₁, содержащий промышленную залежь нефти.

Визейский ярус (C₁v) с перерывом ложится на поверхность турнейских известняков. Ярус представлен средним и верхним подъярусами. Толщина 228 - 247 м.

Бобриковский горизонт выполнен комплексом терригенных пород - глинами, песчаниками, алевролитами и сланцем. Глины от темно-серых до черных, комковатые и плотные, плитчатые, тонкослоистые, слюдистые, участками алевритистые, известковистые, углистые, с растительными остатками. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, плотные, крепкие, участками пористые, загипсованные, местами пиритизированные, с включениями растительных остатков, водонасыщенные; серые и буровато-серые, кварцевые, мелкозернистые, участками рыхлые, с известковистыми включениями, нефтенасыщенные. Алевролиты от темно-серых до черных, тонкослоистые, средне- и толстоплитчатые, плотные, глинистые, местами с запахом сероводорода. Сланец черный, углистый, среднеплитчатый, плотный, легкий, слюдистый. Толщина горизонта 16 - 27 м.

К верхней части бобриковского горизонта приурочен промышленно нефтеносный пласт Б₂.

Тульский горизонт представлен глинами темно-серыми, мелкооскольчатыми, плотными, слоями известковистыми, песчанистыми, слюдистыми, пиритизированными. Алевролиты серые и темно-серые, глинистые. Известняки от светло-серых и желтых до темно-серых, кристаллические, плотные, крепкие, трещиноватые, участками глинистые, сильно песчанистые, неравномерно пиритизированные, с включением линз ангидрита. Толщина тульского горизонта 16 - 18 м.

В подошве горизонта выделяется региональный репер «плита» - пачка известняка темно-серого, микрокристаллического, плотного, крепкого, участками черного, глинистого, местами окремнелого, с остатками фауны брахиопод.

Окский надгоризонт верхнего подъяруса сложен известняками от светло-серых и желтых до темно-серых, кристаллическими, плотными, крепкими, участками кавернозными, трещиноватыми, прослоями ангидритизированными. Толщина 196 - 202 м.

Серпуховский ярус (C₁sp) представлен доломитами серыми, мелкокристаллическими, глинистыми, с прослоями известняка доломитизированного, плотного, крепкого. Толщина яруса 80 - 91 м.

Башкирский ярус (C₂b) сложен карбонатными породами, представленными известняками светло- и буровато-серыми, кристаллическими, органогенными и органогенно-обломочными, плотными, средней крепости, трещиноватыми, участками водо- и нефтенасыщенными. Толщина яруса 35 - 38 м.

В толще отложений башкирского яруса выделяется пласт А₄, который является здесь нефтеносным.

Московский ярус (C₂m) представлен в объеме четырех горизонтов: верейского, каширского, подольского и мячковского. Толщина яруса 327 - 354 м.

Верейский горизонт сложен терригенно-карбонатными породами - глинами, алевролитами, известняками и доломитами. Глины темно- и зеленовато-серые, участками пестроцветные, плотные, оскольчатые, алевритистые, слюдистые, известковистые, с обуглившимися растительными остатками. Алевролиты буровато-серые, песчано-глинистые, слабо нефтенасыщенные. Известняки от сероых до бурых, кристаллические, плотные, крепкие, глинистые, местами кавернозные, трещиноватые, с остатками фауны брахиопод, участками слабонефтенасыщенные. Встречаются известняки органогенные, мелкокавернозные, неравномерно слабонефтенасыщенные. Доломиты серые, микрокристаллические, микропористые, глинистые, встречаются в виде прослоев в толще известняка. Толщина верейского горизонта составляет 45 - 50 м.

Пласт А₃ выделяется в толще плотных карбонатов в виде линз толщиной от 0,6 до 4 м, имеющих локальное распространение, и не содержит промышленных запасов нефти.

Каширский горизонт представлен в основном известняками с прослоями доломитов. Известняки от светло- до буровато-серых, кристаллические и микрокристаллические, участками пелитоморфные, плотные, средней крепости, прослоями глинистые, трещиноватые, слабопористые, с остатками фауны брахиопод, участками нефтенасыщенные. Описаны известняки серые, органогенные, пористые, ангидритизированные, водонасыщенные. Доломиты серые, микрокристаллические, плотные, глинистые, трещиноватые. Ангидриты голубовато-серые, скрытокристаллические и глины зеленовато-серые встречаются в виде тонких прослоев. Толщина составляет 50 - 62 м.

В подошве каширских отложений выделен нефтенасыщенный пласт А₀.

Подольский и мячковский горизонты сложены в основном известняками белыми, темно- и светло-серыми, кристаллическими и органогенными с прослоями ангидритов голубовато-серых, плотных и доломитов светло-серых, пелитоморфных. Толщина подольского горизонта 132 - 137 м, мячковского горизонта 100 - 105 м.

Нерасчлененные ввиду литологической однородности верхнекаменноугольные породы представлены, в основном, доломитами с редкими прослоями известняков, линзами и включениями гипса и ангидритов. Доломиты темно- и желто-серые, микрокристаллические, прослоями органогенно-обломочные и пелитоморфные, участками известковистые, плотные и пористые, различной крепости, окремнелые, загипсованные, с пустотами от фузулинид и фауной кораллов, иногда трещиноватые. Встречается также доломиты светло-серые, с линзами ангидритов и кремня. Известняки серые и желто-серые, иногда белые, микрокристаллические и пелитоморфные, реже органогенно-обломочные, доломитовые, плотные и пористые, участками загипсованные, частью трещиноватые. Гипс серый, участками белый, волокнистый, кристаллический пронизывает породу в виде мельчайших кристаллов, придающих породе шелковистый блеск. Ангидриты голубовато-серые, скрытокристаллические, плотные. Толщина отложений 253 - 261 м.

Пермская система (Р)

Пермская система представлена ассельским, сакмарским и артинским ярусами нижнего отдела, уфимским, казанским и татарским ярусами верхнего отдела. Породы кунгурского яруса на данной территории отсутствуют.

Ассельский ярус (P₁as) сложен в основном доломитами с редкими прослоями известняков, гипса и ангидритов. Доломиты серые и желтовато-серые, микрокристаллические, участками пелитоморфные, афанитовые и органогенно-обломочные, плотные, участками пористые и кавернозные, неравномерно загипсованные, местами окремнелые, с линзами и тонкими прослоями кремня и ангидритов, прожилками гипса и глинистого материала. Известняки серые и желтовато-серые, пелитоморфные, микро- и скрытокристаллические, органогенно-обломочные, часто перекристаллизованные, плотные, крепкие, участками пористые, трещиноватые. Толщина яруса составляет 56 - 62 м.

Сакмарский и артинский ярусы (P₁s+P₁ar) представлены ангидритами и доломитами. Ангидриты голубовато-серые, скрытокристаллические, массивные, иногда плитчатые, плотные, местами трещиноватые, с прожилками и мелкими скоплениями гипса и примесью доломитового материала, встречаются вкрапления пирита. Доломиты серые и желтовато-серые, микрокристаллические, прослоями пелитоморфные, плотные и неравномерно пористые, кавернозные, участками загипсованные, трещиноватые, с прожилками гипса и песчано-глинистого материала. Встречаются прослои доломита окремнелого, а также линзы и прослои кремня, вкрапления пирита. Толщина 43 - 71 м.

Уфимский ярус (P₂u) сложен терригенно-карбонатными породами - алевролитами, песчаниками, реже глиной, доломитами, известняками, мергелями. Алевролиты зеленовато-серые, мелкозернистые, плотные, песчанистые, известковистые, слюдистые, глинистые. Песчаники буро- и зеленовато-серые, полимиктовые, разнозернистые, алевритистые, известковистые, глинистые, слюдистые, местами битуминозные, карбонатные, с прожилками гипса, встречаются обуглившиеся растительные остатки, кристаллы и стяжения пирита. Глины серые и зеленовато-серые, жирные, алевритистые, известковистые, участками песчанистые. Доломиты от желто-серых до бурых, пелитоморфные и микрокристаллические, пористые, алевритистые, неравномерно загипсованные, глинистые, битуминозные, прослоями пропитаны густой нефтью, с линзами гипса и ангидритов. Известняки различных оттенков серого цвета, пелитоморфные и микрокристаллические, неравномерно пористые, глинистые, трещиноватые, битуминозные. Мергели серые и зеленовато-серые, глинистые, местами алевритистые, доломитовые и известковистые, с включениями гипса. Гипс белый и серый, крупно- и скрытокристаллический присутствует в породах яруса в виде гнезд, прожилок, включений, линз и прослоев. Толщина уфимского яруса 2 - 15 м.

Казанский ярус (P₂kz) состоит из калиновской свиты нижнего подъяруса и гидрохимической, сосновской и сокской свит верхнего подъяруса. Толщина яруса 197 - 262 м.

Калиновская свита выполнена преимущественно мергелями с прослоями глин и единичными прослоями доломитов. Мергели серые и темно-серые, доломитовые, глинистые, известковистые, участками алевритистые, иногда песчанистые, неравномерно загипсованные, с обуглившимися растительными остатками и раковинами брахиопод, стяжениями пирита, включениями гипса. Доломиты серые и темно-серые, пелитоморфные, прослоями микрокристаллические, участками известковистые, глинистые, иногда слоистые, местами битуминозные, неравномерно пропитанные нефтью, с включениями и тонкими прослоями гипса белого, мелкокристаллического, кристаллов кальцита и вкраплениями пирита. Глины серые и темно-серые, известковистые, жирные, слоистые, с включениями кристаллов пирита, с многочисленными раковинами лингул. Толщина калиновской свиты 41 - 68 м.

Гидрохимическая свита отличается разнообразием литологического состава и сложена песчаниками, алевролитами, глинами, доломитами, мергелями, гипсом с редкими прослоями ангидритов. Песчаники темно- и зеленовато-серые, полимиктовые, разнозернистые, неравномерно загипсованные, известковистые. Алевролиты светло- и зеленовато-серые, глинистый, доломитовые, неравномерно загипсованные. Доломиты серые, пелитоморфные, плотные, алевритистые, глинистые, неравномерно загипсованные, иногда с обилием растительных остатков. Мергели серые и зеленовато-серые, плотные, тонкослоистые, глинистые, известковистые, с многочисленными растительными остатками. Глины зеленовато-серые, алевритистые, песчанистые, известковистые. Толщина гидрохимической свиты 13 - 31 м.

Сосновская свита литологически неоднородна по составу и представлена карбонатными, песчано-глинистыми породами и сульфатами. Основную массу свиты составляют доломиты и мергели, в виде прослоев присутствуют песчании, алевролиты, глины, гипс и ангидриты. Доломиты белые, желтовато- и зеленовато-серые, пелитоморфные и микрокристаллические, плотные, участками пористые, иногда алевритистые, известковистые, участками мергелевидные, неравномерно глинистые, загипсованные, частью трещиноватые, с прожилками глинисто-железистого материала и спорадическим содержанием нефти. Мергели серые, зеленовато-серые и желтовато-белые, плотные, слоистые, глинистые, известковистые, неравномерно алевритистые, участками песчанистые, загипсованные, с большим количеством растительных остатков на плоскостях наслоения. Песчаники серые, буро- и зеленовато-серые, полимиктовые, разнозернистые, участками глинистые, слабо алевритистые, доломитизированные, неравномерно загипсованные. Алевролиты желто- и зеленовато-серые, коричневые, глинистые, слюдистые, участками песчанистые. Глины серые, зеленовато-серые, розово-бурые и коричневые, известковистые, алевритистые и песчанистые, участками жирные. Толщина сосновской свиты 89 - 101 м.

Сокская свита в основном сложена алевролитами, глинами с прослоями мергелей, песчаников, доломитов, гипса. Алевролиты от красно-коричневых до зеленовато-серых, мелко- и среднезернистые, плотные, глинистые, известковистые, слюдистые, неравномерно загипсованные. Глины лилово-коричневые и красновато-бурые, оскольчатые, известковистые, неравномерно алевритистые, участками слабо загипсованные. Мергели пестроцветные, глинистые, алевритистые, иногда песчанистые. Песчаники лилово-коричневые, зеленовато-серые, красновато-бурые, полимиктовые, разнозернистые, глинистые, неравномерно загипсованные. Доломиты лилово- и зеленовато-серые, пелитоморфные и мелкокристаллические, плотные, слоистые, прослоями мергелевидные, неравномерно загипсованные, частью трещиноватые. Толщина сокской свиты 54 - 62 м.

Породы сокской свиты в районе Красногородецкого месторождения подверглись частичному размыву.

Татарский ярус (P₂t) состоит из большекинельской, аманакской свит нижнего подъяруса и малокинельской свиты верхнего подъяруса. Толщина яруса 64 - 150 м.

Породы татарского яруса сложены глинами с прослоями алевролитов, мергелей, известняков, песчаников, доломитов. Глины желто- и лилово-коричневые, кирпично-красные, местами серые и зеленовато-серые, плотные, оскольчатые, неравномерно алевритистые, известковистые, иногда песчанистые, участками слюдистые, с мелкими гнездами кальцита, с налетами окиси марганца. Алевролиты светло-серые, зеленовато-серые, кирпично-красные, коричневые, розовые, плотные, глинистые, песчанистые, известковистые, неравномерно загипсованные, доломитизированные, с гнездами кальцита, кристаллами пирита и прожилками глинистого материала. Мергели розовые, лилово-коричневые, серые, зеленовато-серые, плотные, слоистые, доломитовые, известковистые, неравномерно алевритистые, глинистые, загипсованные. Известняки серые, лилово- и зеленовато-серые, светло-коричневые, пелитоморфные и микрокристаллические, иногда органогенные или афанитовые, плотные, глинистые, участками кавернозные, каверны выполнены кальцитом. Песчаники серые, зеленовато-серые, коричневые, розово-красные, полимиктовые, разнозернистыей, слабо сцементированные, глинистые, известковистые, слюдистые, иногда алевритистые. Доломиты от светло-серых до белых, серые, пелитоморфные и микрокристаллические, мелкокавернозные, глинистые, слабо известковистые.

Породы аманакской свиты на юго-востоке Красногородецкого поднятия размыты полностью. Малокинельская свита размыта на различную глубину практически по всей площади вплоть до полного отсутствия на юго-востоке территории.

Кайнозойская группа (Kz)

Четвертичная система (Q)

Нижнечетвертичная система представлена суглинками и глинами с известковистыми скоплениями и мелкой кварцевой галькой. Толщина отложений 5 - 8 м.

Максимально вскрытая толщина разреза (2339 м) на Красногородецком месторождении отмечена в поисковой скважине 10П.

Таким образом, в стратиграфическом строении разреза Красногородецкого месторождения существенных аномалий не выявлено, за исключением отсутствия в данном районе пород кунгурского яруса.

Промышленная нефтеносность установлена в отложениях турнейского яруса (пласт В₁) и бобриковского горизонта визейского яруса (пласт Б₂).

Нефтеносность связана с отложениями башкирского яруса (пласт А₄) и каширского горизонта московского яруса (пласт А₀). Пласты Дк (тиманский горизонт) и А₃ (верейский горизонт) не содержат промышленных запасов нефти.

1.4.Тектоника

Произведенный объем структурного, поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, результаты сейсморазведочных работ МОВ и МОГТ позволили с достаточной степенью достоверности выяснить характер тектонического строения Красногородецкого месторождения.

В региональном тектоническом плане Красногородецкое месторождение по поверхности кристаллического фундамента и терригенному девону расположено на границе Мелекесской впадины и Южно-Татарского свода - крупных тектонических структур I порядка, в пределах Шумолгинского выступа кристаллического фундамента (рис. 1.2). По отложениям нижнего карбона поднятие приурочено к внешней бортовой зоне Усть-Черемшанского прогиба Камско-Кинельской системы прогибов.

Район характеризуется погружением кристаллического фундамента и всего комплекса осадочных пород в юго-западном направлении.

Фрагмент тектонической карты Самарской области

Рис. 1.2.

К югу от описываемого района по палеозойским отложениям в субширотном направлении прослеживается Елховско-Боровской вал - тектоническая линейная структура II порядка. Красногородецкое месторождение приурочено к западному окончанию Смагинского вала, морфологически объединяющего Шиловское, Красногородецкое, Чесноковское и Смагинское поднятия.

По данным сейсморазведочных работ на фоне уступообразного погружения кристаллического фундамента в юго-западном направлении в районе Красногородецкого месторождения предполагается наличие небольшого выступа фундамента. Из общего числа пробуренных на месторождении скважин только 3 поисково-разведочные скважины вскрыли кристаллический фундамент на одном гипсометрическом уровне (абс. отм. -2065 - 2069 м).

Для структурных построений залежей нефти пластов В₁, Б₂, А₄, А₀ использовались структурные карты по отражающим горизонтам: кровля турнейского яруса, бобриковского горизонта, башкирского яруса и верейского горизонта.

Пашийский горизонт, абсолютные отметки которого составляют -1929 - 1935 м, вскрыли 4 скважины. Рельеф по кровле пашийского горизонта повторяет поверхность кристаллического фундамента, что свидетельствует о равномерном осадконакоплении в раннедевонскую эпоху.

На структурной карте по кровле турнейского яруса Красногородецкое поднятие представляет собой антиклинальную складку изометрической формы, размеры которой в пределах замкнутой изогипсы -1250 м составляют 3,2 × 2,2 км, амплитуда 48 м, угол падения крыльев 3 - 5º.

Локальное увеличение мощности в сводовой части структуры может служить признаком рифовой природы Красногородецкого поднятия, которое является одним из рифовых поднятий в фаменско-турнейских отложениях, характерных для внешней бортовой зоны Усть-Черемшанского прогиба.

Структурный план по кровле бобриковского горизонта полностью повторяет поверхность турнейского яруса. Размеры структуры в пределах замкнутой изогипсы -1230 м составляют 3,2 × 2,2 км, амплитуда 52 м, угол наклона крыльев 3 - 5º30′ .

Красногородецкое поднятие находит свое отражение и по вышележащим горизонтам среднего карбона. К концу верейского времени под действием седиментационных факторов структура заметно выполаживается и уменьшается в размерах. Основные количественные характеристики тектонических элементов Красногородецкой структуры приведены в таблице 1.1.

Красногородецкая структура в виде малоамплитудного поднятия находит свое отражение и по отложениям нижней перми, о чем свидетельствуют материалы структурного бурения.

Таблица 1.1.

Красногородецкое месторождение.

Основные тектонические элементы по маркирующим горизонтам

Кровля маркирующего горизонта	Условно-замкнутая изогипса, м	Размеры, км	Амплитуда, м
Турнейский ярус	-1250	3,2 × 2,2	48
Бобриковский горизонт	-1230	3,2 × 2,2	52
Башкирский ярус	-870	1,6 × 1,5	20
Верейский горизонт	-820	1,7 × 1,5	20

Таким образом, Красногородецкая структура характеризуется соответствием структурных планов с тенденцией увеличения амплитуды поднятия в отложениях нижнего карбона. Формирование структуры происходило под воздействием рифогенного и седиментационного факторов, влияние тектонической составляющей в процессе структурообразования было второстепенным.

1.5. Нефтегазоводоносность

Нефтеносность Красногородецкого месторождения связана с отложениями среднего и нижнего карбона. Промышленно нефтеносными на месторождении являются пласты Б₂ бобриковского горизонта и В₁ турнейского яруса.

Пласт Б₂ приурочен к отложениям бобриковского горизонта и представлен песчаником, залегающим в глинисто-алевролитовой пачке, с включением углистого сланца. Коллекторами служат прослои песчаника кварцевого, разнозернистого, различной степени крепости, участками рыхлого.

Промышленная нефтеносность пласта Б₂ доказана результатами опробования и эксплуатации скважин. Разработка залежи ведется с 1990 года.

Залежь нефти пластовая, сводовая, ее размеры – 2,3 × 2,4 м, высота 50 м. Покрышкой служит плотный известняк нижней части тульского горизонта (репер «плита») и глина бобриковского горизонта. Тип коллектора – терригенный.

Водонефтяной контакт по данным интерпретации ГИС вскрыт в скважинах 103, 121 и 153 в интервале а. о. -1227 – 1228,5 м.

Подошва нефтенасыщенных песчаников на самых низких отметках отмечена в скважинах № 14Р (-1229,7 м), № 101 (-1229,6 м) и № 141 (-1229,5 м). Наиболее высокая отметка кровли водонасыщенных коллекторов вскрыта в скважинах №№ 9в, 120 и 141 (-1229,8 – 1231,3 м).

На северном крыле залежи положение ВНК представляется наклонным: от а. о. -1227 м (скв. 103) до -1229,7 м (скв. 14Р, 101).

Опробование пласта на самой низкой отметке перфорационных отверстий проведено в скважине № 141, где из интервала 1464,0 – 1470,0 м (а. о -1221,6 – 1227,5 м) получен приток безводной нефти.

Таким образом, принято осредненное положение ВНК, наклоненного от а. о. -1227 м на севере до -1230 м на основной части залежи.

По пласту Б₂ по результатам интерпретации ГИС, опробования и эксплуатации скважин ВНК принят наклонным.

Геологическое строение залежи изучено по данным 51 скважины, 47 из которых вскрыли нефтяную часть пласта. Средняя глубина залегания пласта составляет 1471 м.

Толщина пласта изменяется от 11 до 23,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,4 (скв. 15Р) до 17,9 м (скв. 107), в среднем составляет 9,2 м.

Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Красногородецкого месторождения представлена в таблице 1.2.

В разрезе пласта насчитывается от 1 до 6 проницаемых прослоя толщиной 0,6 – 14,3 м. Толщина разделяющих их непроницаемых пропластков изменяется от 0,4 до 8,5 м. Полного замещения пласта непроницаемыми породами ни в одной скважине не наблюдается.

Коэффициент песчанистости – 0,60, расчлененности – 2,4.

Таблица 1.2

Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Красногородецкого месторождения

Параметр	Показатели			Б2
				Зоны пласта		Пласт в целом
				ЧНЗ	ВНЗ
1	2			9	10	11
Общая толщина, м	Среднее значение			15,7	16,8	15,9
	Коэф-т вариации. д. ед			0,13	0,18	0,14
	Интервал изменения	от		11,0	12,7	11,0
		до		23,4	20,3	23,4
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее значение			9,5	7,8	9,2
	Коэф-т вариации, д. ед			0,30	0,47	0,32
	Интервал изменения		от	3,2	1,4	1,4
			до	17,9	11,6	17,9
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее значение			-	2,8	2,8
	Коэф-т вариации, д. ед			-	0,42	0,42
	Интервал изменения		от	-	0,8	0,8
			до	-	4,4	4,4
Коэффициент песчанистости (эффективной толщины), д. ед.	Среднее значение			0,59	0,61	0,60
	Коэф-т вариации, д. ед			0,22	0,36	0,24
	Интервал изменения		от	0,29	0,17	0,17
			до	0,92	0,78	0,92
Коэффициент расчлененности, д. ед.	Среднее значение			2,2	3,7	2,4
	Коэф-т вариации, д. ед			0,63	0,37	0,60
	Интервал изменения		от	1	2	1
			до	6	6	6

Характеристика продуктивного пласта Б₂ Красногородецкого месторождения представлена в таблице 1.3.

Таблица 1.3.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Красногородецкого месторождения

Параметры	Пласт
	Б2
Средняя глубина залегания кровли, м	1471
Тип залежи	пластовая, сводовая
Тип коллектора	терри- генный
Площадь нефтегазоносности, тыс.м^2	4364
Средняя общая толщина, м	16,1
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	5,7
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	2,8
Коэффициент пористости, доли ед.	0,21
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.	0,94
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.	0,91
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,94
Проницаемость, мкм^2	1,979
Коэффициент песчанистости (эффективной толщины), доли ед.	0,58
Коэффициент расчлененности, доли ед.	2,0
Начальная пластовая температура, С	31
Начальное пластовое давление, МПа	14,3
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с	30,5
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа×с	71,1
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м^3	0,886
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м^3	0,900
Абсолютная отметка ВНК, м	-1227,0- -1230,0
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,035
Содержание серы в нефти, %	3,59
Содержание парафина в нефти, %	3,72
Давление насыщения нефти газом, МПа	5,4
Газосодержание нефти, м^3/т	13,9
Содержание сероводорода, %	11,31
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с	1,31
Вязкость воды в поверхностных условиях, мПа×с	-
Плотность воды в пластовых условиях, т/м^3	1,161
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м^3	1,163
Сжимаемость, 1/МПа×10^-4
нефти	0,579
воды	0,418
породы	0,148
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,702

1.6. Коллекторские свойства пласта

Коллекторские свойства пласта Б₂ изучались по керну, ГИС и ГДИС.

КЕРН

Коллекторские свойства пласта Б₂ изучались на керновом материале из 4 скважин в контуре нефтеносности и 2 в законтурной области. Пористость пласта определена по 160 образцам, абсолютная проницаемость по 73 определениям.

Открытая пористость составляет в среднем 19,8 %, в т.ч. по нефтенасыщенной части пласта - 20,4 % (129 образцов), по водонасыщенной части - 17,2 % (31 образец).

Абсолютная проницаемость по образцам в среднем составляет 1627,6 × 10^-3 мкм², в т.ч. по нефтенасыщенной части пласта - 1979,3 × 10^-3 мкм² (58 образцов), по водонасыщенной на порядок ниже - 267,6 × 10^-3 мкм² (15 образцов).

Остаточная водонасыщенность по 54 образцам составляет в среднем 9,2 % и изменяется от 3,3 % до 19,1 %.

ГИС

Открытая пористость пласта по данным ГИС изменяется в пределах от 16,3 до 23,3 %, в среднем составляет 20,7 %.

Начальная нефтенасыщенность пласта составляет в среднем 0,94, варьируя от 0,85 до 0,97.

Анализ результатов гидродинамических исследований скважин свидетельствует о достаточно высоких значениях фильтрационных параметров основного продуктивного пласта Б₂. Определение значений проницаемости производилось по данным интерпретации КВД, КВУ и ИК. В целом по результатам исследования 9 скважин (13 определений) добывающего фонда значения проницаемости изменяются в большом диапазоне - от 92 до 3156 × 10^-3 мкм² при среднем значении - 1239 × 10^-3 мкм².

Средние значения коэффициентов проницаемости, определенные по результатам лабораторного исследования керна и данным ГДИ, согласуются удовлетворительно

В целом, использованный комплекс, объемы и качество выполненных исследований в комплексе с данными исследования керна позволили выделить эффективные толщины, определить характер их насыщения и оценить фильтрационно-емкостные параметры.

Характеристика коллекторских свойств пласта Б₂ приведена в таблице 1.4.

Таблица 1.4.

Характеристика фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта Б₂

Вид исследований	Пласт	Зона пласта	Наименование	Проница- емость, ×10^-3 мкм^2	Порис- тость, %	Начальная нефте-насыщен-ность, д. ед.	Насыщен- ность связанной водой, д. ед.
Лабораторные исследования керна	Б2	нефтенасы- щенная	Количество скважин, шт.	2	3	-	2
			Количество определений, шт.	58	129	-	54
			Среднее значение	1979,3	20,4	-	0,09
			Коэффициент вариации, д. ед.	0,71	0,19	-	0,33
			Интервал изменения	52,2 - 6385,2	9,1 - 27,4	-	0,03 - 0,19
		водонасы- щенная	Количество скважин, шт.	3	3	-	-
			Количество определений, шт.	15	31	-	-
			Среднее значение	267,6	17,2	-	-
			Коэффициент вариации, д. ед.	0,97	0,21	-	-
			Интервал изменения	1,0 - 747,0	11,6 - 22,7	-	-
		в целом по пласту	Количество скважин, шт.	5	6	-	2
			Количество определений, шт.	73	160	-	54
			Среднее значение	1627,6	19,8	-	0,09
			Коэффициент вариации, д. ед.	0,88	0,20	-	0,33
			Интервал изменения	1,0 - 6385,2	9,1 - 27,4	-	0,03 - 0,19
Геофизические исследования скважин		нефтенасы- щенная	Количество скважин. шт.	-	45	45	-
			Количество определений, шт.	-	90	87	-
			Среднее значение	-	20,7	0,94	-
			Коэффициент вариации, д. ед.	-	0,08	0,03	-
			Интервал изменения	-	16,3 - 23,3	0,85 - 0,97	-
Гидродинамические исследования скважин			Количество скважин, шт.	9	-	-	-
			Количество определений, шт	13	-	-	-
			Среднее значение	1239,0	-	-	-
			Коэффициент вариации, д. ед.	0,77	-	-	-
			Интервал изменения	92,0 - 3156,0	-	-	-
Принятые при проектировании значения параметров				1979,3	21,0	0,94	0,06

1.7. Физико-химические свойства нефти, газа, воды

Физико-химические свойства нефти и газа Красногородецкого месторождения изучены по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных ОАО «Гипровостокнефть» и ИТЦ ОАО «Самаранефтегаз».

При стандартных исследованиях разгазирование глубинных проб происходит одноступенчато до атмосферного давления при температуре 20С, т.е. при условиях, не соответствующих работе сепарационных установок на месторождении, поэтому параметры нефти и газа, необходимые для подсчета запасов: плотность разгазированной нефти, газосодержание, пересчетный коэффициент, содержание в нефтяном газе гелия, этана, пропана, бутанов определены расчетным путем по данным исследований глубинных проб. Исключение составляет содержание серы в нефти, которое определено при анализе поверхностных проб.

Всего за период эксплуатации на Красногородецком месторождении было отобрано 11 проб (3 глубинных и 8 поверхностных) из скважин №№ 10П, 12Р, 14Р и 112.

Результаты исследований глубинных и поверхностных проб и расчетов дифференциального разгазирования пластовой нефти в рабочих условиях приведены в таблицах 1.5, 1.6.

Компонентные составы нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти исследуемых скважин представлены в таблице 1.7.

Ниже приведено описание физико-химических свойств нефти и газа по пластам Красногородецкого месторождения.

Свойства нефти и газа изучены по результатам исследования двух глубинных и трех поверхностных проб, отобранных из скважин 10П, 14Р.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 886 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 5,42 МПа, динамическая вязкость пластовой нефти 30,5 мПа×с (таблица 1.5).

Разгазированная нефть пласта Б₂ Красногородецкого месторождения имеет следующие физико-химические характеристики: плотность нефти 900 кг/м³, газосодержание 13,9 м³/т, объемный коэффициент - 1,035, содержание серы - 3,59 %, асфальтенов - 4,07 %, смол силикагелевых - 11,45 %, парафинов - 3,72 %. Температура плавления парафинов - 60 °С, начала кипения - 72 °С (таблица 1.6).

Таким образом, разгазированная нефть пласта Б₂ тяжелая, высокосернистая, малосмолистая, парафинистая, высоковязкая (вязкость при 20 °С - 71,1 мПа×с). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 С - 40 %.

Свойства растворенного в нефти газа, выделившегося при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: содержание (% мольн.) сероводорода - 11,31 %, азота - 31,67 %, метана - 16,97 %, этана - 14,45 %, пропана - 13,68 %, высших углеводородов (С_{3+высшие}) - 21,07 %, гелия - 0,034 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,124 (таблица 1.7).

Таблица 1.5.

Свойства пластовой нефти пласта Б2 Красногородецкого месторождения

Наименование параметра	Индекс пласта
	Б2
	диапазон значений	принятые значения
1	2	3
Пластовое давление, МПа	14,2 - 14,5	14,3
Пластовая температура, °С	31	31
Давление насыщения, МПа	5,16 - 5,67	5,42
Газосодержание, м^3/т	13,9 - 14,0	13,9
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м^3/т Р1=0.17 МПа; t1=18°С Р2=0.28 МПа; t2=20°С Р3=0.11 МПа; t3=18°С Р4=0.10 МПа; t4=20°С Р5=0.10 МПа; t4=40°С
Плотность в условиях пласта, кг/м^3	876,0 - 895,0	886,0
Вязкость в условиях пласта, мПа×с	25,1 - 35,9	30,5
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа×10^-4	-	-
Плотность нефтяного газа, кг/м^3, при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1,463 1,361	1,463 1,361
Плотность дегазированной нефти, кг/м^3, при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	896,0 - 908,0 -	902,0 900,0
Количество исследованных проб (скважин)	2 (2)

Таблица 1.6.

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Б2 Красногородецкого месторождения

Наименование параметра	Индекс пласта
	Б2
	диапазон значений	среднее значение
1	2	3
Плотность при 20°С, кг/м^3	-	900,0
Вязкость, мПа×с
при 20°С	54,0 - 80,1	71,1
при 50°С	-	-
Молярная масса, г/моль	-	-
Температура застывания. °С	-6 - 8	-7
Массовое содержание, %
серы	3,50 - 3,65	3,59
смол силикагелевых	10,64 - 12,25	11,45
асфальтенов	3,54 - 4,59	4,07
парафинов	3,54 - 3,90	3,72
воды	-	24,21
механических примесей	-	-
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	-	-
никель	-	-
Температура плавления парафина, °С	57 - 62	60
Температура начала кипения, °С	55 - 80	72
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100°С	1 - 9	5
до 150°С	5 - 19	12
до 200°С	10 - 29	20
до 250°С	20 - 39	30
до 300°С	30 - 49	40
Шифр технологической классификации (по ГОСТ 912-66)	IIIТ2П2
Количество исследованных проб (скважин)	3 (2)

Таблица 1.7.

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

пласта Б₂ Красногородецкого месторождения

(мольное содержание, %)

Наименование параметра	Пласт Б2
	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях		при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		пластовая нефть
	выделив-шийся газ	нефть	выделив-шийся газ	нефть
1	2	3	4	5	6
Молярная концентрация компонентов, %
- сероводород	9,42	0,72	11,31	0,56	1,96
- двуокись углерода	4,42	-	4,53	0,05	0,63
- азот + редкие	29,04	-	31,67	-	4,12
в т.ч. гелий	0,031	-	0,034	-	-
- метан	14,24	0,19	16,97	0,03	2,23
- этан	14,46	0,35	14,45	0,55	2,36
- пропан	16,90	1,93	13,68	2,66	4,09
- изобутан	2,57	0,72	1,67	0,90	1,00
- норм. бутан	5,10	2,44	3,54	2,71	2,82
- изопентан	1,91	2,32	0,95	2,44	2,25
- норм. пентан	0,79	1,54	0,56	1,57	1,44
- гексаны	0,90	4,62	0,50	4,61	4,08
- гептаны	0,25	3,81	0,17	3,77	3,30
- октаны	-	-	-	-	-
- остаток (С9+высшие)	-	81,36	-	80,15	69,72
Молекулярная масса	-	261,0	32,6	258,0	229,0
Молекулярная масса остатка	-	304,0	-	304,0	304,0
Плотность:
- газа, кг/м^3	1,463	-	1,355	-	-
- газа относительная (по воздуху)	1,214	-	1,124	-	-
- нефти, кг/м^3	-	902,0	-	900,0	886,0

Пластовые воды

Вода пласта Б₂ характеризуется рассолами хлоркальциевого типа. Плотность ее в стандартных условиях составляет 1,160-1,173 г/см³, минерализация 230,6-268,4 г/л. В составе воды содержится 7,0-10,6 г/л ионов кальция, 2,2-3,2 г/л магния, 0,07-1,3 г/л сульфатов. Величина первой солености колеблется от 83,38-86,93 %-экв. Газосодержание в водах пласта Б₂ Красногородецкого месторождения не определялось.

Химические анализы попутных вод выполнялись химико-аналитической лабораторией ЦДНГ-1.

В процессе разведочного и эксплуатационного бурения при вскрытии водоносных зон продуктивных горизонтов притоки чистой воды и воды с нефтью были получены в 6 скважинах: по пласту А₄ - 1 опробование, по Б₂ - 3 опробования и по В₁ - 2 опробования водоносной зоны.

Дополнительно было исследовано более 30 проб попутной воды, отобранной из 19 скважин в процессе разработки залежей. Для уточнения физико-химических свойств и состава вод продуктивных пластов учитывались пробы, отобранные из скважин, не испытывающих влияние от заводнения. Воды пластов А₀ каширского горизонта и А₄ башкирского яруса Красногородецкого месторождении остаются неизученными. Характеристика этих вод дается по аналогии с одновозрастными водами, исследованными на соседних месторождениях. Сведения о химическом составе и физических свойствах пластовых вод приведены в табл. 1.7.

Водопритоки из пласта Б₂ были получены в ходе испытания скважины № 108 (интервал 1529,0 - 1534,0 м) и № 147 (интервал 1431,0 -1436 м) в 1995 и 1997 году, соответственно. Сведения о водообильности притоков отсутствуют. Пласт Б₂ исследовался на расположенном южнее Радаевском месторождении. При опробовании разведочной скважины № 43 на Малиновском куполе приток воды с нефтью из интервалов 1338,0 -1344,0 м и 1348,0 -1358,0 м составил 15 т/сут. Из скважины № 334 при опробовании пласта Б₂ в интервале 1358,0 -1365,0 м получено 6 т/сут нефти и 4 т/сут воды. На Успенском куполе при испытании скважины № 82 был получен приток минерализованной воды удельного веса 1,176 г/см³ с дебитом 4,2 м³/сут.

Вода пласта Б₂ охарактеризована по результатам анализа 9 представительных проб, отобранных в процессе разработки залежи, и представлена рассолами хлоркальциевого типа. Плотность ее в стандартных условиях составляет 1,155 - 1,173 г/см³, минерализация 230,6 - 268,4 г/л. В составе воды содержится 7,0 - 10,6 г/л ионов кальция, 2,2 - 3,2 г/л магния, 0,07 - 1,3 г/л сульфатов. Величина первой солености колеблется от 83,4 до 86,9 %-экв. Начальное пластовое давление - 14,3 МПа, пластовая температура - 31 °С. Газосодержание в водах пласта Б₂ Красногородецкого месторождения не определялось. На расположенном севернее Нурлатском месторождении в составе водорастворенного газа преобладает азот, газонасыщенность составляет 0,206 м³/т.

Таблица 1.8.

Свойства и состав пластовых вод Красногородецкого месторождения

Наименование параметра	Б2
	диапазон значений	среднее значение
1	6	7
Газосодержание, м^3/м^3	-	-
Плотность воды, г/см^3
- в стандартных условиях	1,155 - 1,173	1,163
- в условиях пласта	1,153 - 1,171	1,161
Вязкость в условиях пласта, мПа×с	1,27 - 1,34	1,31
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа×10^-4	-	-
Объемный коэффициент, доли ед.	-	-
Химический состав вод: содержание ионов, г/л микроэлементы, мг/л
Na^+ + K^+	76,9 - 90,2	84,6
Ca^+2	7,0 - 10,6	8,4
Mg^+2	2,3 - 3,2	2,8
Cl ^-	141,0 - 165,0	153,7
HCO3^-	0,17 - 0,35	0,27
CO3^-2	-	-
SO4^-2	0,07 - 1,31	0,68
NH4^+	-	-
Br ^-	223,0 - 441,0	299,9
J ^-	4,0 - 8,0	6,0
В2О3	15,0 - 61,0	44,2
Li^+	-	-
Sr^+2	-	-
Rb^+	-	-
Cs^+	-	-
Общая минерализация, г/л	230,6 - 268,4	251,0
Водородный показатель, рН	5,5	5,5
Жесткость общая, (мг-экв/л)	-	-
Химический тип воды, преимущественный (по В.А. Сулину)	Х л о р к а л ь ц и е в ы й
Количество исследованных проб (скважин)	9 (7)

Таким образом, нефти Красногородецкого месторождения относятся к тяжелым (плотность 886 - 915 кг/м³). По своим товарным характеристикам нефти пластов А₀ и А₄ являются высокосернистыми (2,92 - 3,88 %), пластов Б₂ и В₁ - высокосернистыми (3,59 - 3,70 %), малосмолистыми (11,45 - 13,10 %) и парафинистыми (3,72 - 4,37 %).

Нефти относятся к группе высоковязких (вязкость нефти в пластовых условиях составляет 30,5 - 271,6 мПа×с), что может явиться осложняющим фактором при дальнейшей разработке месторождения.

Пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу. Плотность пластовых вод составляет в среднем 1,141 - 1,163 г/см³, общая минерализация - 200,3 - 251,0 г/л.

1.8. Подсчет запасов нефти и газа

Расчет балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа по месторождению (пласту Б₂) на 01.01.2012 года.

Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода

Q_бал = F ∙ h ∙ m ∙ ρ ∙ λ ∙  (1.1)

Q_бал – это балансовые запасы, тыс.т

F – площадь нефтеносности – 4364 тыс. м²

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 5,7м

m – коэффициент пористости – 0,21доли ед.

λ – коэффициент нефтенасыщенности – 0,94 доли ед.

ρ – плотность нефти в поверхностных условиях – 0,900т/м³

 – пересчетный коэффициент – 0,966 доли. ед

= где В - объемный коэффициент

Определяем начальные балансовые запасы нефти

Q_бал = 4364 ∙ 5,7 ∙ 0,21 ∙ 0,9 ∙ 0,94 ∙ 0,966 = 4269 тыс.т.

Определяем извлекаемые запасы нефти

Q_извл = Q_бал ∙ К ,где (1.2)

К – коэффициент нефтеизвлечения.

Для данного пласта принят 0,56 доли ед.

Q_изв = 4269 ∙ 0,56 = 2391 тыс.т.

Остаточные балансовые запасы нефти на 01.01 2012г. составят

Q_{бал. ост} = Q_бал – Q_доб (1.3)

Q_доб – добыча нефти с начала разработки на анализируемую дату – 2211

тыс.т.

Q_{ост. бал.}= 4269 –2211 = 2058 тыс.т.

Остаточные извлекаемые запасы на 01.01 2012г. составляет

Q_{извл.ост.} = Q_извл – Qдоб (1.4)

Q_{извл.ост} = 2391 –2211 = 180 тыс.т

Расчет балансовых, извлекаемых, остаточных запасов газа

V бал.нач. = Qбал.нач ∙ Г = 4269 ∙ 13,9 = 59,3 млн.м³ (1.5)

Г – газовый фактор по пласту – 13,9 м³.

I_{нач.изв} = Q_{изв. нач} · Г (1.6)

V_{нач.изв} = 2391 ∙ 31,7 = 33,2 млн.м³

Остаточные балансовые запасы газа на 01.01.2011г.

V_{бал.ост.газа} = Q_{бал.ост.неф} · Г (1.7)

V_{бал.ост.газа} = 2058 ∙ 13,9 = 28,6 млн. м³

Q_{извл.ост.газа}= Q_{изв.ост.неф} · Г (1.8)

Q_{извл.ост.газа} = 180 ∙ 13,9 = 2,5 млн.м³

Подсчитанные и остаточные запасы нефти по пластам на 1.01.2012 года представлены в таблице 1.9.

Таблица 1.9