Дипломная работа 5В070600 «Геология и разведка месторождений нефти и газа»

Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде равна - 657м, на контуре минус- 706м, высота залежи составляет 49м. Эффективная нефте насыщенная мощность по скважинам колеблется от 1,2 до 8 м, а общая эффективная мощность от 1,2 до 9,8 м. Площадь нефтеносности горизонта по полям и крыльям составляет: Южное крыло – 3846850 м² : Северо-западное крыло: северо-восточное поле – 331905 м²; Центральное поле 1 блок – 66990 м²

Нефти всех трех меловых горизонтов ,независимо от их приуроченности к определенным крыльям, полям, блокам по своим качествам очень сходны между собой и резко отличаются от юрских.

Юрская нефть более легкая, плотность ее 0,798 г/см³ ,а плотность меловой нефти -0,894 г/см³.Содержание в меловой нефти сернокислотных смол в мазуте 29,6%,в нефти 23%,а в юрской она уменьшается соответственно до 6,8 и 15,7%.

Физико-химические свойства пластовой нефти по аптскому горизонту изучены по одной рекомбинированной пробе из скважины №81 (инт.424-430м). Величина плотности нефти в пластовых условиях 878 кг/м3. Динамическая вязкость в пластовых условиях 51,2 мПа∙с., газосодержание в среднем по горизонту составляет 4,6 м3/т, при объёмном коэффициенте 1,018 доли ед. Давление насыщения 0,45МПа при пластовом давлении 2,2 МПа.

Меловая нефть беспарафинистая (0,62%),а юрская слабопарафинистая (1,6%).По содержанию серы они относятся к малосернистым,но наблюдается некоторое увеличение процентного содержания серы в юрской нефти.

Меловая нефть более вязкая, вязкость ее колеблется от 576 сст при 0⁰С до 24 сст при 50⁰С,а для юрской она изменяется от 16,1 сст при 0⁰С до 2,7 сст при 50⁰С.Как указывалось выше ,юрская нефть бензиновая ,выход светлых фракций до 300⁰С составляет 58%, а дистиллятных фракций ,выделенных из остатков при 300⁰С -450⁰С -16,4% на нефть.

Меловая нефть масляная , выход светлых фракций до 300⁰С составляет 27,5%, а дистиллятных фракций -20-21,5%. Плотность меловой нефти изменяется от 0,793 до 0,889 г/см³,а юрской от 0,743 до 0,758 г/см³.

Пластовые давления нижнемеловых нефтеносных горизонтов колеблются от 62 до 79,8 атм, а давление насыщения изменяется в пределах 17062,5атм.

Продуктивный II неокомский горизонт изучен 6 пробами из 6 скважин (скв. № 1, 5, 11, 25, 28, 30). Величина плотности нефти в пластовых условиях варьирует от 851 до 877 кг/м3, в среднем 861 кг/м3. Динамическая вязкость в пластовых условиях изменяется в пределах от 13,9 до 31,2 мПа∙с, в среднем составляя 20,1 мПа∙с. Величина газосодержания в среднем составляет 24,8 м3/т, при объёмном коэффициенте 1,047 доли ед. Давление насыщения в среднем составляет 5,0 МПа при пластовом давлении – 7,5 МПа.

По среднеюрскому горизонту пластовое давление в своде структуры составляет 100,2атм, а в присводовой части возрастает до 104,6атм,т.е наблюдается, как и в нижнемеловых горизонтах , увеличение пластового давления от свода к контуру залежей. Давление насыщения 10-12 атм.

Нефти всех рассматриваемых горизонтов недонасыщены газом. Максимальная газонасыщенность меловых горизонтов 27,8 м³/м³,юрских -24,4 м³/м³, а минимальная соответственно составляет 6,8 и 16,2 м³/м³.

Юрская нефть в пластовых условиях характеризуется очень низкой вязкостью, изменяющейся в пределах 1,3-2,1 спз. Вязкость меловой нефти находится в пределах 11,5-29,0 спз.

Нефти различных горизонтов нижнего мела независимо от их структурного положения по своим физико-химическим свойствам и пластовым характеристикам очень близки между собой ,что может свидетельствовать об их генетическом единстве. Установлена закономерная зависимость свойств нефти от глубины их залегания. Так например, с увеличением глубины залегания наблюдается уменьшение плотности, содержания смол, кокса и серы, кислотности, кинематической вязкости, а также снижение температуры начала кипения и увеличение выхода светлых фракций и содержания парафина.

Физико –химическая характеристика нефти месторождения С.Балгимбаев приведена в таблице 3.

6. 
   Гидрогеологическая характеристика
   

В разрезе месторождения С.Балгимбаев в различной степени детальности вскрыты и опробованы водоносные комплексы неогеновых, меловых и юрских отложений.

Водоносные комплексы в пермотриасовых отложениях вскрыты на месторождении Новобогат на глубинах от 2252 м до 2744 м. Содержат от одного до девяти водоносных горизонтов, приуроченных к прослоям мелко зернистых песков и трещиноватых песчаников толщиной от 1,5 до 136 м без учета глинистых пережимов. Воды напорные. По отношению к нефтяной залежи воды классифицируются как подошвенные и нижние краевые.

Триасовые отложения содержат в средней части два выдержанных по площади, водоносных горизонта. В кровле же свиты залегает мощная пачка водоупорных глин. Опробование горизонтов не производилось гидропотенциалы и химический состав их вод неизвестны.

Юрские водоносные пласты представляет собой как бы единый выдержанный водоносный горизонт мощностью до 60 м, сложенный проницаемыми песками с тонкими пропластками глин.

Газонасыщенность вод меняется в широких пределах, заметно увеличиваясь с ростом глубины залегания водоносных горизонтов, в среднем составляя 400 гсм³/дм³. Водорастворенные газы относятся к метановому типу. Содержание метана изменяется в пределах от 67,4 % до 88,6 %. Сумма тяжелых углеводо родных газов колеблется в пределах в пределах от 0,01 до 18,7 %. Количество углекислого газа составляет 0,3-1,5 %, реже 3,9 %. Содержание редких газов гелия и аргона весьма незначительное (0,001-0,07 %).

В среднеюрских отложениях на месторождении С.Балгимбаев опробованы два водоносных горизонта.

Первый, мощностью около двух метров, прослежен на южном крыле Южные С.Балгимбаев и на северном крыле Южных Мартышей и на северном крыле Северных Мартышей.

В процессе опробования во всех скважинах получена вода соленостью 20-23⁰ Бе. Гидропотенциалы колеблются от 9,6 до 13,6 м3/сутки.

По химическому составу, воды среднеюрских отложений высоко минерализованные. По классификации Сулина воды юрских отложений относятся к хлор кальциевому типу, хлоридной группе и натриевой подгруппе.

Минерализация изменяется от 757,75 до 1035,516 мг/экв., удельный вес колеблется от 1,1717 до 1,2010 г/см³. (Таблица 2)

Пластовые воды меловых водоносных горизонтов представляют собой крепкие рассолы хлоркальциевого типа, малосульфатные, средней степенью метаморфизации (rNa+/rCl-) равной 0,96. Общая минерализация пластовых вод горизонта меняется от 121,2 до 287,5 г/дм³, в среднем составляя 207,1 г/дм³. Удельная плотность вод меняется в диапазоне от 1084 до 1183 кг/м³, в среднем составляя 1138 кг/м³. РН среда вод варьирует от слабокислой – 5,1 до слабо щелочной – 8,2. Общая жесткость воды достигает до 633,0 мг-экв/дм³. Соленость воды в градусах Боме составляет 11,2 - 22,6 оВе. Коэффициент сульфатности (rSO42-/100/rSO42-+rCl-) равен 0,06.

II неокомский горизонт

Пластовые воды по классификации Сулина относятся к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе. Минерализация составляет 656,94 мг/экв. Удельный все равен 1,1467 г/см³;. соленость в градусах более – 18,45⁰. гидропотенциал скважины №7 составил 2291 м³/сут.

Аптские отложения в нижней части на контакте с неокомским ярусом содержат водоносные горизонты, подстилающие нефтяную залежь. Согласно анализов, вода апт-неокомского горизонта соленая, жесткая, по классификации Пальмира относится к третьему классу ( I и II соленость и II щелочность): по классификации Сулина вода хлоркальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы.

Вода аптского горизонта имеет следующую характеристику: минерализация изменяется от 668,10 до 684,16 мг/ экв; удельный вес колеблется в пределах – 1,1502-1,1536 г/см³. ;соленость в градусах более 18,85-19,20⁰. Микрокомпонентный состав подземных вод представлен содержанием йода в среднем – 4,14 мг/дм³, брома – 61,8 мг/дм³, бора – 6,4 мг/дм³.

Воды представляют собой крепкие рассолы хлоркальцие вого типа средней степени метаморфизации (rNa+/rCl-=0,93-0,95). Минерализация вод изменяется в пределах 112,3-180,9 г/дм³. Удельная плотность пластовых вод в среднем составляет 1103 кг/м3. Реакция среды вод меняется от нейтральной до слабощелочной, величина рН=6,9 - 8,15. Соленость вод неогена в пределах 10,95-16,4 оВе. По классификации В.А. Сулина тип вод данного комплекса изменяется от сульфатно-натриевого до хлоркальциевого. Плотность от 1,023 до 1,075 г/см³. рН среды - слабощелочная - от 6,85 до 8,0. Минерализация вод равна 32-45 г/дм³, Содержание сульфатов в скважине В-2 достигает 580 мг-экв/л. Общая жесткость изменяется от 246до 329 мг-экв/дм³.Содержание йода достигает 26,88 мг/л, брома - 72,33 мг/дм³.

По химическому составу водорастворенные газы преимущественно относятся к метановому типу. Содержание СН₄ достигает 95,8 %. Газонасыщенность вод меняется в пределах от 10 до 500 нем³ /дм ³. Воды комплексов имеют практически общий химический состав, водорастворенные газы относятся к метановому типу, что свидетельствует о возможном едином гидродинамическом резервуаре.

Химический состав и физические свойства пластовых вод месторождения С.Балгимбаев представлены в таблице 4.
Таблица 4– Физико-химическая характеристика сепарированной нефти месторождения С.Балгимбаев

Горизонт	Крыло	поле	№скв	Плотность	Содержание смол в нефти	Содержание смол в мазуте	Содержание кокса в нефти	Содержание коксав мазуте
V3	Южное		3,20,9	0,889-0,896	18-21	28	2,2-2,9	3,1-3,3
V3	Северо-западное	Северо-восточное	10,4,19	0,890-0,896	18-24	27-29,5	2,3-3,3	3,3-3,8
V3	Северо-западное	Централь ное	2,24	0,894-0,903	-	-	3,5-3,7	-
VI1	Южное	Юго-западное	25,7,31	0,8861-0,8967	22-27	28-33	2,4-3,0	3,6-4,8
VI1	Северо-западное	Централь ное	27,24	0,890	22	32-33	2,3-2,7	3,8-4,3
VI3	Южное	-	25,11	0,8835-0,8993	14-29	21-32	2,0-2,8	3,0-3,7
VI3	Северо-западное	Северо-восточное	17	0,9029	31,0	34	3,2	4,8
XII	Северное		13,2,15	0,7921-0,8209	4-11,5	14-17,5	0,4-0,7	1,5-2,3
XII	Северное		13,2,14	0,7981	6,8	15,7	0,6	1,9

Продолжение таблицы