Глава 3. Нефтегазоносность

Промышленная продуктивность в пределах Южно-Узеньской площади связана с коллекторами нижнемелового возраста [3].

Залежи нефти Южно-Узеньской структуры Узеньского месторождения выявлены по данным ГИС и результатам опробования скважин 3 и 4 Узеньских, в отложениях нижнего мела: в нижнеальбском и аптском песчаных пластах.

Промышленная нефтеносность аптского песчаного пласта установлена по результатам испытаний в процессе бурения в скважине и подтверждена притоком нефти после перфорации колонны. Продуктивный пласт представлен песками местами слабо уплотненными, темно-зеленовато-серыми, глауконитово-кварцевыми, средне-мелкозернистыми, неравномерно слабоглинистыми, нечетко-линзовидно-слоистыми. Песок пропитан УВ, издает сильный запах. Продуктивный коллектор вскрыт двумя скважинами - 3и 4 Узеньскими. Скважина 9 Питерская вскрыла заглинизированные отложения аптского возраста. Граница замещения коллекторов условно проведена на середине расстояния между скважиной 9 Питерской и скважинами 3 и 4 Узеньскими. В скважине 3 проведена перфорация в интервале -913,5 - -921,9 м. Получен приток пластовой нефти, дебит при пластовом давлении 10 MПa составил 72 м3/сут через 6 мм штуцер.

В процессе бурения скважины 4 проведено испытание пласта K1a в открытом стволе. В интервале -957 - -967м получен приток нефти. При пластовом давлении 10,8 МПа расчетный дебит по двум циклам составил 645,12 м3/сут.

ВНК принят по скважине 4 Узеньской на абсолютной отметке -966,7м по спаду удельного электрического сопротивления на кривых электрических методов ГИС. Залежь, приуроченная к пласту К1а, пластовая, сводовая. С запада залежь литологически экранирована, с севера - ограничена крутой стенкой соляного купола. С востока залежь экранирована разрывным нарушением. Размеры залежи составляют 2,1км х 0,8 км по изогипсе по контуру ВНК с отметкой -807м при высоте 75 м.

Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта равна 9,1 м в скважине № 3 Узеньской и 10,8 м в скважине № 4 Узеньской. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи составила 10,3 м

(приложение 5).

Продуктивный нижнеальбский пласт K1al1 представлен песками неравномерно глинистыми (5-10%), местами уплотненными до слабосцементированного песчаника, с вкраплениями пирита и примесью слюдистого материала и песчаником сильно глауконитовым, неравномерно-глинистым (5-10-15%), с сильным запахом УВ.

Нефтеносность пласта К1al1 установлена на основании интерпретации ГИС в скважинах 9 Питерской, 3 и 4 Узеньских и подтверждена результатами опробования скважины 4 в процессе бурения. Опробование в открытом стволе было проведено двумя интервалами. В интервале -690 - - 728 м при пластовом давлении 8,1 МПа получен приток слабогазированной нефти с расчетным дебитом по первому циклу 31,935 м3/сут. В интервале -753-789.6м получен приток пластовой воды 344,4 м3/сут. ВНК условно принимается по нижней границе опробования, давшего приток нефти, на абсолютной отметке -728 м.

Залежь пласта K_1al1 пластовая, сводовая. Размеры ее составляют 1,9кмх0,83 км по контуру ВНК -725,8м, высота составляет 18 м. Отложения нижнеальбского яруса вскрыты всеми скважинами, пробуренными на данной площади. Общая толщина продуктивного пласта в пределах Южно-Узеньской структуры меняется от 8,2 м (скважина 3 Узеньская) до 9,6 м (скважина 9 Питерская). Нефтенасыщенная толщина меняется от 8,1 м (скважина 9 Питерская) до 8,4м (скважина 4 Узеньская).

Границы продуктивных пластов коллекторов представлены в таблице 1

Табл.1 Параметры продуктивных пластов

№ скв.	возраст	А.О. кровли пласта,м	А.О. подошвы пласта,м	А.О. кровли коллектора,м	А.О. подошвы коллектора,м	Эффективная толщина, м
1	K1al1	-345	-472	-346	-
2	K1al1	-343	-459	-344	-
3	K1al1	-713	-807	-713	-721	8,2
3	K1a	-806	-922	-913	-922	9,1
4	K1al1	-717	-835	-717	-725	8,4
4	K1a	-835	-972	-955	-972	10,8
9	K1al1	-718	-827	-720	-979	8,1

По данным исследования керна из скважины 4 проницаемые пропластки нижнеальбского возраста представлены кварцевыми, глинистыми песчаниками и алевролитами слабосцементированными глинистым материалом, пиритизированными, с примесью слюдистого материала и глауконита; коллекторы аптского возраста представлены слабосцементированными песчаниками и песками кварцевыми глинистыми, с примесью глауконита и вкраплениями пирита. Коллекторы относятся к поровому типу. Содержание примесей в рассматриваемых отложениях в среднем изменяется от 5% до 40%[3].

Для подсчета запасов Южно-Узеньского месторождения был принят коэффициент пористости, рассчитанный по НГК.

По нефтенасыщенной части по скважинам 3,4 Узеньским значения пористости составляют: Кп(K_1al2)=29,8%, Kп(K_1a)=28,7%.

По нефтенасыщенной части аптского яруса по скважинам 3, 4 Узеньским значение Кн=85,9%.

Породы-коллекторы продуктивного нижнеальбского подъяруса относятся к межзерновым и представлены песками, песчаниками и алевролитами. Пески и песчаники темно-серого цвета с буроватым оттенком, кварцевые, мелкозернистые, равномерно глинистые (5-20 %), глауконитовые (10-30 %). Зерна кварца угловато-окатанные, размером до 0.25 мм. По результатам гранулометрического анализа 74 % зерен породы приходится на крупнозернистую, детритовую и мелкозернистую псаммитовую фракции[3].

Фракционный состав и физико-химические свойства нефти и растворенного газа Узеньского месторождения изучались по глубинным пробам, отобранным из скважины 3 Узеньской, а также по трем пробам сепарированной нефти по скважинам 3 и 4 Узеньским.

В целом можно отметить, что по технологической классификации нефть аптских отложений характеризуется как легкая: плотность в пластовых условиях составляет 0,7784 г/см3, в поверхностных условиях меняется от 0,7995 (скв.3 Узеньская) до 0,8035 г/см3 (скв.1 Узеньская); маловязкая - динамическая и кинематическая вязкость сепарированной нефти при 20 °С составляют соответственно 3,07 мПа^.с; малосернистая - содержание серы в составляет 0,31-0,36%; парафинистая – содержание парафина составляет 1.52-3,85 %, малосмолистая - содержание смол составляет 1-2,86 %.

По результатам дифференциального разгазирования глубинных проб получены удовлетворяющие параметры, предлагаемые для подсчета запасов: плотность нефти в стандартных условиях - 0.8028 г/см, газовый фактор - 98,28 м3/т.

Концентрация метана составляет 70,668 %, этана - 10,643 %, пропана - 4,368 %, азота - 3,539 %, содержание гелия - 0,035 %. Плотность газа при условиях сепарации составила 1,081кг/м³,относительная плотность по воздуху 0,897.

Нефть альбских отложений, изученная по пробе сепарированной нефти из скважины 4 Узеньской, относится к тяжелым - ее плотность в поверхностных условиях составляет 0,8873 г/см³, высоковязким, парафинистым с содержанием парафина 4,36 %, малосмолистым с содержанием смол 4,72 %. Температура начала кипения составила 140 ^оС, что гораздо выше по сравнению с данными по аптским отложениям (53-60 °С).

Запасы Южно-Узеньского месторождения по категории С1 оцениваются в количестве 1756 тыс. тонн, из них извлекаемые 983 тыс. тонн. По категории С2 запасы оцениваются в 2305 тыс. тонн, из них извлекаемые 886 тыс. тонн.

Заключение

В данном отчете дана общая характеристика геологического строения Южно-Узеньского месторождения. Были рассмотрены вопросы стратиграфического строения, тектонической приуроченности и нефтегазоносности данного района.

Месторождение является сложным по строению и недостаточно изученным. Особого внимания требует доразведка нижнемеловых залежей.

Собранный геолого-геофизический материал может быть использован для написания курсовой работы.

Предварительная тема курсовой работы: «Геологическое обоснование доразведки аптского и нижнеальбского продуктивных пластов Южно-Узеньского месторождения»

Список использованных источников

1. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А. и др. Геология и геохимия нефти и газа. – 2-е издание. – М: Издат. центр «Академия». - 2004 г. – 415 с.

2. «Дополнение к паспорту на Южно-Узеньскую и Восточно-Узеньскую

структуру, на базе переинтерпретации данных сейсморазведки с использованием новых данных бурения и ВСП» Д. №11/07 от 14.10.2008г. Авт.: Саввин В.А., Ячменева Л.В. ООО НСК «Геопроект», Саратов, 2008г.

3. «Оперативный подсчет запасов Узеньского месторождения Карпенского лицензионного участка Саратовской области по результатам бурения скважин №3,4», ООО НСК «Геопроект»,2011.

4. «Паспорт на Узеньскую структуру» Д. №2-ПУ/07 от 20.02.2007г. Авт.: Саввин В.А., Ячменева Л.В. ООО НСК «Геопроект», Саратов, 2007г.

5. «Паспорт на Южно-Узеньскую и Восточно-Узеньскую структуру, подготовленные к бурению» Д. №11/07 от 17.12.2007г. Авт.: Саввин В.А., Ячменева Л.В. ООО НСК «Геопроект», Саратов, 2008г.

6. Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. «Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и газа объёмным методом» Москва-Тверь, 2003.

7. Отчет по теме: «Полевые сейсморазведочные работы МОГТ-ЗД, обработка и интерпретация материалов на Узеньском блоке Карпёнского лицензионного участка в объеме 140 кв. км». Договор №11/07 от 17 декабря 2007 г. Авт.: Серебряков В. Ю., Ячменева JI.B., Саввин В.А., Кедрова О.В., Адоняева С.Г., Серебряков В.В. и др. ООО ИСК «Геопроект», Саратов, 2008г.

8. Отчет по теме: «Проведение электроразведочных работ в пределах Узеньской площади Карпёнского лицензионного участка». Ячменева Л.В., Бессонова Л.П. Д. №12 от 26 июня 2001г. Фонды ТПП «Саратовнефтедобыча», ООО НПК «Геопроект», г. Саратов, 2002г.

Сообщение к выступлению:

Объектом изучения выбрано Южно-Узеньское месторождение. Оно является сложным по строению и расположено в Питерском и Новоузенском районах Саратовской области, на территории Карпенского лицензионного участка (рис.1).

Первые сведения о геологическом строении территории были получены в результате маршрутных наблюдений в 1935- 1940гг. в 1940-1950гг. решающая роль принадлежала геофизическим методам

В 1949-1959 гг. (Железняков B.C., Шванк О.А.) была выполнена гравиметрическая съемка масштаба 1:200000. Эти работы позволили спрогнозировать наличие солянокупольных структур и наметить границы Прикаспийской впадины. были сделаны выводы о наличии крупных горстов в фундаменте и соответствующих им поднятий подсолевого ложа

Аэромагнитная съемка проводилась в 1973 г. Отмечено общее погружение рельефа фундамента в южном и юго-восточном направлении от 2-3 до 11 км

В конце 80-х и в 90-е годы проводились переинтерпретация и обобщение материалов сейсморазведки. Выделенные выступы и приподнятые зоны стали объектами детальных и поисковых работ.

В 2007г на Узеньской площади силами геофизической экспедиции ОАО «Волгограднефтегеофизика» были выполнены сейсморазведочные работы МОГТ ЗД (36 кв. км). Обработка и интерпретация сейсмического материала проведена в ООО НСК «Геопроект» в 2008г. По результатам работ были выданы рекомендации на бурение скважин в пределах южного опущенного блока.

В 2008 году на Узеньской площади в пределах южного опущенного блока пробурены скважины глубокого бурения 3,4,4с Узеньские и 9, 25 Питерские. Глубины 3 и 4 Узеньских скважин составляют 1082 и 1325 метров соответственно. Из скважин 3,4 Узеньских и 9 Питерской были получены промышленные притоки нефти из аптских и нижнеальбских отложений. Из скважины 9 Питерской был получен приток только в нижнеальбских отложениях. [3].

Разрез Южно-Узеньской площади можно разделить на 3 крупных комплекса: подсолевой, солевой и надсолевой. Надежных данных о строении подсолевого комплекса нет, так как ни одна из скважин, пробуренных на данной территории не достигла его отметки.

Солевая часть разреза представлена тремя пачками кунгурского возраста: нижней карбонатно-сульфатной, средней - солевой и верхней карбонатно-сульфатной. Иногда нижняя сульфатная пачка замещается солью.

На Южно-Узеньской площади надсолевая часть разреза подробно изучена, главным образом, благодаря структурному, поисковому и разведочному бурению. Она представлена отложениями нижнепермской, триасовой, юрской, меловой, палеоген-неогеновой и четвертичной систем (Приложение 1). Разрез в целом терригенный.

Отложения аптского яруса по литологическим признакам делятся на две части: нижнюю и верхнюю. Нижняя представлена глинами, чередующимися с прослоями песков и песчаников которые являются коллекторами. Верхняя часть представлена глинами.

Альбский ярус

Продуктивные Отложения раннеальбского времени сложены песчаниками серыми с зеленоватым оттенком. Среднеальбские отложения представлены глинами серыми являющимися флюидоупором для залежей в нижнеальбском яруса. С кампанского яруса происходило накопление морских карбонатных отложений: известняков, мергелей с обилием фаунистических остатков.

Кайнозойская эратема представлена терригенными породами.

Палеогеновые Отложения данной системы вскрываются только на юге рассматриваемой территории. На большей части они размыты. Неогеновая система Акчагыльский ярус. Отложения яруса залегают на сильно размытой поверхности палеогена, мела и заполняют собой все неровности предакчагыльского рельефа. Литологически представлены песками серыми, уплотненными до степени рыхлого песчаника и глинами.Четвертичная система. Отложения четвертичного времени представлены суглинками красно-бурыми, темно-бурыми с включениями щебенки и гальки коренных пород и песками.

Южно-Узеньская надсолевая структура в региональном тектоническом плане расположена в северо-западной части Прикаспийской впадины в области развития солянокупольной тектоники (рис. 1).

Основными структурными элементами тектонического строения данной территории являются межкупольные зоны, разделяющие соляные гряды, купола и седловины между ними. К области развития погруженных куполов и приурочена рассматриваемая структура.

Мезозойские отложения осложнены антиклинальными складками, часто тектонически нарушенными. Антиклинальные складки представляют собой структуры облекания соляных куполов. Современный структурный план мезозойских отложений в основном сформирован за счет предбайосского и предакчагыльского региональных тектонических движений, сопровождающихся «скачкообразным» ростом соляных куполов при слабом их подъеме в процессе осадконакопления.

В пределах Южно-Узеньской площади по кровле соленосных отложений кунгурского яруса (отражающий горизонт Iр) (приложение 2) выделяется два куполообразных свода - северо-восточный и юго-западный. По изогипсе -1150 м Северо-восточный свод имеет размеры 5х2,3 км, амплитуду 450 метров, а Юго-западный свод имеет размеры 3,7х1,7 км и амплитуду 300 метров. Склоны соляных куполов имеют очень крутое падение, углы падения близки к 90°[4].

Над сводовой частью соляного купола во всех перекрывающих его отложениях (вплоть до подошвы кайнозоя) прослеживается система разрывных нарушений, делящих эту структуру на два блока - северный и южный, погруженный, блок. Эта, наиболее ярко выраженная система разломов оперяется более мелкими и по протяженности и по амплитуде разломами. В надсолевой части выделяют: Узеньское поднятие, южный и северный блоки Восточно-Узеньского поднятия и западный и восточный блоки Южно-Узеньского поднятия. Южно-Узеньская структура, с которой связана продуктивность аптского и альбского ярусов (рис.1), осложняет южный погруженный блок.

По подошве юры (отражающий горизонт nJ, приложение 2) Узеньское поднятие имеет размеры 1,2х 2,5 км по изогипсе -1080 м и амплитуду 190 м. Восточно-Узеньское имеет размеры 1,7х1 км по изогипсе -700 м и амплитуду 120 м. Его южный блок имеет размеры 2,2х1,1 км по изогипсе -1150 м, амплитуда 170 м.

По подошве мела (отражающий горизонт nК) (приложение 2) начинает прослеживаться Южно-Узеньское поднятие, по изогипсе -1030 м, ограниченная с севера склоном соленосных отложений, с востока разрывным нарушением сбросового тина, имеет размеры 2,63 км х 0,75 км и амплитуду порядка 80 м. Второй его блок, находящийся восточнее первого блока, ограничен с запада нарушением сбросового типа, а с севера соленосным куполом, он имеет размеры 500х700 метров по изогипсе -1100м, его амплитуда составляет 50 метров. К северу от Южно-Узеньского поднятия находится Узеньское поднятие имеющие размеры 2,3х1,3 км по изогипсе минус 740м и амплитуду 130 м, на юге оно ограничено соляным куполом. Восточно-Узеньское поднятие расположенное к северо-востоку территории имеет 2 блока размерами: 1,3х0,3км по изогипсе -350 метров и 2,4х0,8 км по изогипсе -830м. Амплитуда северного блока составляет 90 метров, а южного 140 метров.

По кровле отложений аптского яруса (отражающий горизонт К1а) (приложение 2) Южно-Узеньская структура оформляется в поднятие антиклинального типа, субширотного простирания. Северная периклиналь ограничена высокоамплитудным (порядка 350м) тектоническим нарушением, в восточной части - осложнена малоамплитудным оперяющим разрывным нарушением[2]. По изогипсе минус 840м поднятие имеет размеры 2,18км х 0.9км при амплитуде порядка 34м. В данных отложениях установлена промышленная нефтегазоность. Залежь пластовая, сводовая, с севера литологически экранированная соляным куполом, с востока тектонически экранирована разрывным нарушением. Размер залежи 2,1 х 0,8 км по контуру ВНК с отметкой -807м, при высоте 75 метров[1] . Восточный блок Южно-Узеньского поднятия имеет размеры 0,8х1,1 км по изогипсе -890м при амплитуде 60 метров. Узеньское поднятие имеет размеры 1,3х2,4 км по изогипсе -660м при амплитуде 100 метров. Северный блок Восточно-Узеньского поднятия имеет размеры 0,1х0,7 км по изогипсе -250м, при амплитуде менее 10 метров и в вышележащих отражающих горизонтах оно не прослеживается. Южный блок имеет вид 2х сводов, общие размеры поднятия 2,2х0,8 км по изогипсе -700м при амплитуде 30 метров.

По кровле отложений нижнеальбского подъяруса (отражающий горизонт K1al1) (приложение 3)субширотное простирание Южно-Узеньского поднятия сохраняется. Размеры структуры в контуре замкнутой изогипсы минус 730м составляют 2,13 км х 0,88 км при амплитуде порядка 30м. С данной структурой связаны скопления нефти, залежь является пластовой, сводовой размером 1,9 х 0,83 км по контуру ВНК по отметке -725,8м при высоте 18 метров. Узеньское поднятие имеет размеры 1,3х2,5 км по изогипсе -440, амплитуда поднятия 100 метров. Восточно-Узеньское поднятие имеет размеры 3,3х0,8 км по замкнутой изогипсе -630м при амплитуде 30 метров.

По кровле отложений верхнеальбского подъяруса (отражающий горизонт K1al2) (приложение 3) Южно-Узеньское поднятие несколько уменьшается по площади, при этом сохраняет структурные формы нижезалегающих нижнеальбских отложений. В контуре замкнутой изогипсы минус 660 м имеет размеры 1,68 км х 0,75 км при амплитуде порядка 25 м. Узеньское поднятие имеет размеры 2,2х1,5 км по изогипсе -390м при амплитуде 80 метров. Восточно-Узеньское поднятие имеет размеры 2х0,8 км по изогипсе -540м при амплитуде 30 метров.

По кровле отложений кампанского яруса (отражающий горизонт К2km) (приложение 3) контрастность структуры еще больше сглаживается. Южно-Узеньское поднятие в контуре замкнутой изогипсы минус 590 м имеет размеры 1,55 км х 0,78 км и амплитуду 22 м. Узеньское поднятие имеет размеры 2,5х1,3 км по изогипсе -360м при амплитуде 80 метров. Восточно-Узеньское поднятие имеет размеры 3,5х1,1 км по замкнутой изогипсе -390м при амплитуде 40 метров.

По подошве отложений кайнозойской эратемы (отражающий горизонт nКz) (приложение 3) свод Южно-Узеньского поднятия незначительно смещается в южном направлении. Размеры структуры в контуре замкнутой изогипсы минус 390 м составляют 1,25км х 0,5км при амплитуде порядка 10м. Узеньское поднятие имеет размеры 1,9х1,1 км по изогипсе -240м при амплитуде 40 метров. Восточно-Узеньское поднятие разломами разделяется на 2 блока: северный и южный. Северный блок имеет размеры 1,3х0,9 км по изогипсе -220м при амплитуде 15 метров. Южный блок имеет размеры 2,5х0,7км по изогипсе -320м при амплитуде не более 5 метров.

анализируя изменения размеров и амплитуд по прослеженным во временной области сейсмическим отражающим горизонтам, можно сказать, что Южно-Узеньское, надсолевые поднятия на протяжении своей геологической истории развивались унаследовано.

Промышленная продуктивность в пределах Южно-Узеньской площади связана с коллекторами нижнемелового возраста [3]. Залежи нефти Южно-Узеньской структуры Узеньского месторождения выявлены по данным ГИС и результатам опробования скважин 3 и 4 Узеньских, в отложениях нижнего мела: в нижнеальбском и аптском песчаных пластах.

Продуктивный аптский пласт представлен песками местами слабо уплотненными, темно-зеленовато-серыми, глауконитово-кварцевыми, средне-мелкозернистыми, неравномерно слабоглинистыми, нечетко-линзовидно-слоистыми. Продуктивный коллектор вскрыт двумя скважинами - 3и 4 Узеньскими. Скважина 9 Питерская вскрыла заглинизированные отложения аптского возраста. Граница замещения коллекторов условно проведена на середине расстояния между скважиной 9 Питерской и скважинами 3 и 4 Узеньскими.

ВНК принят по скважине 4 Узеньской на абсолютной отметке -966,7м по спаду удельного электрического сопротивления на кривых электрических методов ГИС. Залежь, приуроченная к пласту К1а, пластовая, сводовая. С запада залежь литологически экранирована, с севера - ограничена крутой стенкой соляного купола. С востока залежь экранирована разрывным нарушением. Размеры залежи составляют 2,1км х 0,8 км по изогипсе по контуру ВНК с отметкой -807м при высоте 75 м.

Отложения нижнеальбского яруса вскрыты всеми скважинами, пробуренными на данной площади. Общая толщина продуктивного пласта в пределах Южно-Узеньской структуры меняется от 8,2 м (скважина 3 Узеньская) до 9,6 м (скважина 9 Питерская). Нефтенасыщенная толщина меняется от 8,1 м (скважина 9 Питерская) до 8,4м (скважина 4 Узеньская).

Продуктивный нижнеальбский пласт K1al1 представлен песками неравно-

мерно глинистыми (5-10%), местами уплотненными до слабосцементированного песчаника, с вкраплениями пирита и примесью слюдистого материала и песчаником сильно глауконитовым, неравномерно-глинистым (5-10-15%), с сильным запахом УВ.

Нефтеносность пласта К1al1 установлена на основании интерпретации ГИС в скважинах 9 Питерской, 3 и 4 Узеньских и подтверждена результатами опробования скважины 4 в процессе бурения. ВНК условно принимается по нижней границе опробования, давшего приток нефти, на абсолютной отметке -728 м.

Залежь пласта K1al1 пластовая, сводовая. Размеры ее составляют 1,9 км х0,83 км по контуру ВНК -725,8м, высота составляет18 м. Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта равна 8.2 м в скважине 3 Узеньской, 8.4 м - в скважине 4 Узеньской и 8,1м- в скважине 9 Питерской. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи составила 6,5 м[2].

Коллекторы аптского яруса относятся к поровому типу. По нефтенасыщенной части аптского яруса по скважинам 3, 4 Узеньским значение Кн=85,9%.

По нефтенасыщенной части по скважинам 3,4 Узеньским значения пористости составляют: Кп(K1al1)=29,8%, Kп(K1a)=28,7%.

Породы-коллекторы продуктивного нижнеальбского подъяруса относятся к межзерновым

по технологической классификации нефть аптских отложений характеризуется как легкая: плотность в пластовых условиях составляет 0,7784 г/см3, в поверхностных условиях меняется от 0,7995 (скв.3 Узеньская) до 0,8035 г/см3 (скв.1 Узеньская); маловязкая - динамическая и кинематическая вязкость сепарированной нефти при 20 °С составляют соответственно 3,07 мПа.с; малосернистая - содержание серы в составляет 0,31-0,36%, что не типично для месторождений Прикаспийской нг провинции; парафинистая – содержание парафина составляет 1.52-3,85 %, малосмолистая - содержание смол составляет 1-2,86 %.

плотность нефти в стандартных условиях - 0.8028 г/см, газовый фактор - 98,28 м3/т.

Концентрация метана составляет 70,668 %, этана - 10,643 %, пропана - 4,368 %, азота - 3,539 %, содержание гелия - 0,035 %. Плотность газа при условиях сепарации составила 1,081кг/м3,относительная плотность по воздуху 0,897.

Нефть альбских отложений, изученная по пробе сепарированной нефти из скважины 4 Узеньской, относится к тяжелым - ее плотность в поверхностных условиях составляет 0,8873 г/см3, высоковязким, парафинистым с содержанием парафина 4,36 %, малосмолистым с содержанием смол 4,72 %. Температура начала кипения составила 140 оС, что гораздо выше по сравнению с данными по аптским отложениям (53-60 °С). Таким образом особенностью данного месторождения является различие свойств нефти в пластах.

Запасы Южно-Узеньского месторождения по категории С1 оцениваются в количестве 1756 тыс. тонн, из них извлекаемые 983 тыс. тонн. По категории С2 запасы оцениваются в 2305 тыс. тонн, из них извлекаемые 886 тыс. тонн.

Месторождение является сложным по строению и недостаточно изученным. Особого внимания требует доразведка нижнемеловых залежей, поэтому Предварительная тема курсовой работы: «Геологическое обоснование доразведки аптского и нижнеальбского продуктивных пластов Южно-Узеньского месторождения»