0. Основные геолого-физические характеристики пласта d4

Таблица 1.5.

Параметры
1	2
Средняя глубина залегания	4290
Тип залежи	пластовая, тектонически экранированная
Тип коллектора	Песчаник
Площадь нефтеносности, тыс. м^3	64512,5
Средняя общая толщина, м	19,5
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	8,8
Пористость, доли ед.	0,12
Средняя насыщенность нефтью (газом), доли ед.	0,983
Проницаемость, мкм^2	0,042
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,74
Коэффициент расчлененности, доли ед.	2,9
Пластовая температура, ^0С	83
Пластовое давление, МПа	47,90
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	0,13
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м^3	0,547
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	2,1540
Содержание серы в нефти, %	0,32
Содержание парафина в нефти, %	7,06
Давление насыщения нефти газом, МПа	28,46
Газосодержание нефти, м^3/т	555
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	0,85
Плотность воды в пластовых условиях, т/м^3	1,192
Средняя продуктивность, 10 м^3/(сут.)	56,0

Выводы

1.В соответствии с классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов Росташинское месторождение по величине извлекаемых запасов нефти является крупным, по геологическому строению – сложным.

2.Площади нефтеносности определены по структурным картам, составленным по кровлям верхних эффективных (нефтенасыщенных) пропластков. Такие подсчетные параметры, как пористость и нефтенасыщенность, определялись по ГИС и керну, удельный вес нефти, газовый фактор и пересчетный коэффициент – по данным анализов нефти и дифференциальному разгазированию. Коэффициент извлечения нефти обоснован технико-экономическими расчетами.

3.Характерной особенностью всех объектов разработки (кроме пласта ) Росташинского месторождения является: большая глубина залегания пластов (3340-4480 м), высокие начальные пластовые давления (48,7-49,6 МПа) и высокие пластовые температуры (62-87 ⁰С). Независимо от типа коллектора, нефтяные пласты обладают низкими емкостными характеристиками (коэффициент пористости 7,6-14 %), низкими фильтрационными характеристиками (коэффициент проницаемости 0,052-0,103 мкм²), высокой начальной нефтенасыщенностью (0,87-0,93) и средним коэффициентом литологической расчлененности. При пластовых условиях нефти легкие по плотности, маловязкие (0,1-1,1 мПа*с), газовый фактор составляет 512 м³/т ( ) – 607 м³/т ( ) (по пласту газовый фактор равен 131 м³/т), в основном малосернистые и высокопарафиновые (4-6,1 %).

4.Пласт представлен терригенными отложениями. Залежь – пластово-сводового типа, тектонически экранирована. Коэффициент проницаемости пород – 0,103 мкм², пористости – 12 %, коэффициент песчанистости – 0,74, расчлененности – 2,9. Глубина залегания объекта – 4290 м. Нефть в пластовых условиях является легкой, маловязкой (0,15 мПа*с), малосернистой, малосмолистой и высокопарафиновой. Давление насыщения нефти газом составляет 28,46 МПа, газосодержание – 555 м³/т. Высокое содержание парафина (свыше 6 %) может приводить к осложнениям при эксплуатации скважин, даже несмотря на высокое значение пластового давления (47,9 МПа) и температуры (83 ⁰С).

6.Запасы нефти рассчитанные объёмным методом составляют:

Балансовые – 22500 тыс.т

Извлекаемые – 12960 тыс.т