Физико-химические свойства пластовой воды

Таблица 3.4

Свойства и химический состав пластовой воды

Пласт	Вязкость в пластовых условиях, сп	Плотность в пластовых условиях	Содержание ионов мг/л мг-экв/л
			Cl	SO4	HCO3	Ca	Mg	Na+K
Срп	1,80	1,180	159176 4488	639 13,32	207 3,40	18721 935	3965 362	47600 3245
Бш	1,80	1,183	170775 4817	206 4,29	45,8 0,75	18027 899	5420 446	83441 3476

Содержание

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

1.1 Общие сведения по месторождению……………………...

1.2 Краткая характеристика района работ…………………….

1.3 Краткая история разведки Осинского месторождения….

2. Геолого-физическая характеристика месторождения…………..

2.1 Характеристика геологического строения…………………

2.1.1 Стратиграфия и литология………………………………..

2.1.2 Тектоника…………………………………………………..

2.1.3 Нефтеносность……………………………………………..

2.2 Характеристика залежи башкиро-серпуховского яруса Осинского месторождения………………………………………

1. Коллекторские свойства продуктивных пластов……….

2. Характеристика толщин пластов, показатели неоднородности………………………………………………….

3. Свойства и состав нефти, газа, воды…………………….

4.Текущее состояние разработки залежей месторождений цднг-5

Осинское месторождение

Осинское месторождение административно находится в Осинском районе Пермской области, в 120 км юго-западнее областного центра – города Перми. Районный центр, город Оса, расположен в северо-восточной части месторождения.

Основная часть месторождения расположена в бассейне нижнего течения реки Тулва и лишь небольшой северо-западный участок площади приурочен к долине реки Кама, пересекающей площадь в широтном направлении. В тектоническом отношении месторождение расположено на Осинском валу, приуроченном к Пермскому своду, осложненному двумя куполами: северным - Осинским и южным - Елпачихинским. Наиболее приподнятой является центральная часть вала с расположенным на нем Осинским поднятием.

По кровле башкирского яруса Осинская структура представляет собой неправильной формы брахиантиклиналь с размерами 18 х 10,5 км и амплитудой - 86 м.

Месторождение открыто в 1960 году в результате поисково-разведочного бурения. В пробной эксплуатации месторождение находилось с 1963 г. Эксплуатационное бурение на Осинском поднятии началось с 1965 г. Разрабатывается центральная часть месторождения на левом берегу реки Камы.

На Осинском поднятии промышленно нефтеносными являются башкирско-серпуховские отложения (1020-1150 м). Интервал представлен чередованием пористых и плотных карбонатных пород башкирского и серпуховского ярусов (пласты Бш0, Бш1, Бш2, Бш3, Сп).

Особенностью Осинского м-я являеся наличие объемной естественной вертикальной трещиноватости, развитой послойно в каждом пласте и отсутствующей в плотных породах.

Пласт Бш0 залегает на 1,5-5 м ниже стратиграфической кровли яруса. Общая толщина пласта 8,8 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 0,4 до 6,0 м. В 38 % скважин пласт замещен плотными породами. Пласт состоит из 1-9 проницаемых прослоев толщиной 0,4-3,0 м. Среди коллекторов преобладают биоморфные известняки. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная.

Пласт Бш1 расположен на 1,8 - 2 м ниже подошвы пласта Бш0. Покрышкой являются глинистые известняки. Общая толщина пласта составляет в среднем 7,2 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 0,4 до 5,2 м. Пласт Бш1 более выдержан по площади (замещен лишь в 12 скважинах) и по разрезу. В разрезе выделено до 7 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 2,8 м. Пласт сложен известняками, в большинстве биоморфными. Среднее значение проницаемости пласта - 0,0991 мкм2, пористости - 15 % , нефтенасыщенности - 74,5 %.Залежь пластовая сводовая.

Пласт Бш2 так же отделен от пласта Бш1 небольшой толщей (0,8 - 4 м) глинистых известняков. Общая толщина пласта составляет в среднем 24,8 м. Эффективная толщина изменяется от 0,6 до 17,6 м. Пласт хорошо выдержан по площади (замещен плотными породами лишь в 2 скважинах). В разрезе выделяется до 23 проницаемых прослоев толщиной 0,4 - 5,2 м. Коллектора состоят из биоморфных сгустковых известняков. Средние для нефтенасыщенной части пласта Бш2 проницаемость -0,151 мкм2, пористость -15,2 % , нефтенасыщенность - 77,7 %. Залежь пластовая сводовая. Пласт Бш2 один из наиболее продуктивных пластов, в нем сосредоточены основные запасы нефти (45 % извлекаемых запасов).

Пласт Бш3 приурочен к подошве башкирского яруса. Общая толщина пласта в среднем - 12 м. Эффективная изменяется от 0,4 до 9,8 м. Пласт имеет почти повсеместное распространение (замещен в 27 скважинах). В разрезе выделяется до 15 проницаемых прослоев толщиной 0,4 - 5,6 м. Пласт Бш3 сильно отличается по типам известняков от пластов Бш1 и Бш2 - в основном сложен детритовыми известняками. Среднее значение проницаемости - 0,0391мкм2, пористость - 13,6 %, нефтенасыщенность - 67,8 %. Залежь пластовая сводовая.

Пласт Срп залегает в кровле серпуховского яруса. Общая толщина пласта в среднем - 29,6 м. Эффективная изменяется от 0,6 до 26,3 м. Залежь пласта Срп в разработку вовлечена слабо. Пласт Срп представлен известняками и доломитами. В пределах нефтенасыщенной части пласта выделяется от 1 до 34 проницаемых прослоев толщиной 0,4 - 7,0 м. Эта часть разреза является наиболее неоднородной по составу и коллекторским свойствам - по данным микроописаний здесь несколько преобладают детритовые, сгустковые известняки, доломиты. Средняя проницаемость нефтенасыщеной части - 0,0463 мкм2, средняя пористость - 13,6 %, нефтенасыщенность - 76,5 %. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая. Непосредственно с залежью контактирует и продолжается пачка известняков серпуховского яруса мощностью примерно 20-30 м. Известняки различны по проницаемости, переслаиваясь от непроницаемых до проницаемых, содержат пластовую воду.

Коллектора продуктивных пачек, в основном, порово-трещиноватого типа. Трещиноватая проницаемость достигает 0,048 мкм².

Нефти башкирского яруса классифицируются как тяжелые, повышенной вязкости (11,54 мПа*с), смолистые, высокосернистые (2,72 %) с большим содержанием парафина (до 4,8 %).

Нефти из серпуховских отложений значительно отличаются от нефтей из башкирских отложений. Вязкость нефти в серпуховском пласте выше, чем в башкирском (35,5 мПа*с). Нефть высокосмолистая (до 30,5 %), высокосернистая (2,88 %).

Газ как в башкирских, так и в серпуховских отложениях классифицируется как высокоазотный, низкометановый, жирный, сероводорода в башкирском попутном газе - до 0,56 %, в серпуховском больше - до 1.3 %.

Свойства пластов и флюидов по Осинскому месторождению см. в табл.№ 4.1.

Свойства пластов и флюидов Осинскогоо месторождения.

Таблица № 4.1

Месторождения		Осинское
Залежь	Ед.	В сред.	Бш0	Бш1	Бш2	Бш3	Срп.
Тип залежи	измер.	по Бш	пл.свод	пл.свод	пл.свод	пл.свод	пл.свод
			лит.экр.				водоплав.
Тип коллектора		Карб.	карб.	карб.	карб.	карб.	карб.
Абс.отметка ВНК	м	-1002	-1002	-1002	-1002	-1002	-1002
Пористость	доли ед.	0,15	0,14	0,15	0,15	0,14	0,14
Проницаемость	мкм2	0,117	0,066	0,099	0,151	0,039	0,046
Нефтенасыщенность	доли ед.	0,8	0,72	0,75	0,78	0,68	0,77
Сред. глубина пласта	м	1138	1120	1131	1139	1165	1176
Эффект.толщина	м	0,4-8,3 2,9	0,4-0,6 1,0	0,4-5,2 2,1	0,6-17,6 5,7	0,4-9,8 2,8	0,6-26,3 7,1
Р пл.начальное	МПа	11,8					11,8
Р насыщения	МПа	9,2					9,2
Вязкость в пласт.усл.	МПа с	12					12
Вязк. в поверх. усл.	МПа с	25,5					35,3
Плотн.в пласт. услов.	г/см3	0,87					0,87
Плотн.поверх. услов.	г/см3	0,883					0,883
Содержание серы	%	2,7					2,9
							4,8
Газосодержание	м3/т	24					24

Дополнение. В 1964 г. установлена промышленная нефтеносность девонских отложений на Елпачихинском поднятии. Так как большая часть территории находится в поясе охраны Крыловского и Тулвинского водозаборов, вести буровые работы на территории Елпачихинского поднятия запрещено на основании писем: 1) Осинской райСЭС (письмо № 01-10/585 от 24.10.89 г.), 2) Пермской облСЭС ( письмо № 1626 от 28.11.89г.) и 3) Управления Пермского округа Госпроматомнадзора СССР (письмо № 1н от 18.2.91г.).