Подготовка нефти к транспортировке

По кровле кыновского горизонта Гожанское поднятие представляет собой резко ассимметричную брахиантиклинальную складку с крутым (до 11 градусов 20 минут) юго-западным и пологим (0 градусов 45 минут) северо-восточным крыльями. На месте Шагиртской структуры по данным трёх разведочных скважин и сейсморазведки намечается структурная терраса с незначительным погружением в северо-восточном направлении.

Сопоставляя структурные  планы по различным горизонтам, можно  сделать следующие выводы:

-   Гожанская структура по характеру образования относится к группе тектоно-седиментационных, образовавшихся за счёт развития карбонатных рифов позднефранкского и более молодого возраста вдоль бортов Камско-Кинельской системы прогибов на ранее существующей тектонической основе.

-   Шагиртская – относится к группе седиментационных, образовавшихся за счёт аналогичных рифовых построек на структурной террасе, осложняющей северо-восточное крыло Гожанского поднятия по кровле кыновского горизонта.

-   Структуры по морфологии  сквозные: Гожанская прослеживается от кыновского до иренского горизонтов; Шагиртская – от фаменского яруса до иренского горизонта. Соотношение структурных планов  на  Гожанской  и Шагиртском  поднятиях можно изобразить следующей схемой:

     Гожанское поднятие    Дкн = С1 = С2 – Р

     Шагиртское поднятие   Дкн / С1 = С2 – Р

     ( = ) -  полное  соответствие структурных планов

     ( - )  -  частичное  соответствие структурных планов

     ( / )  -  отсутствие  соответствия структурных планов

-   Максимальных размеров  структуры достигают по нижнекаменноугольным отложениям , постепенно выполаживаясь по вышележащим горизонтам .

Как показал анализ структурных  планов по маркирующим горизонтам, все структуры ( Гожанская, Шагиртская – Северный Центральный, Западный куполы, Восточно-Шагиртская ) следует рассматривать как самостоятельные тектонические единицы. Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов правильнее проводить раздельно.

 

 

 

 

 

 4 Нефтегазоносность

 

Из  выделяемых  в  разрезе  осадочного  чехла  Пермского  Прикамья нефтегазоносных комплексов на Шагиртско-Гожанском  месторождении промышленно нефтеносных пять:

-   Московский терригенно-карбонатный  ( пласт В3В4 ).

-   Окско-серпуховско-башкирский  карбонатный ( пласт Бш ).

-   Нижне-средневизейский терригенный (пл. Тл2а, Тл2б, Бб1, Бб2)

Московский  терригенно-карбонатный комплекс.

 

Верейский горизонт.

Пласт В3В4.

В подошве верейского горизонта выделяются  нефтеносные пласты В3 и В4, разделённые аргиллитовым прослоем в 2-3 м и являющиеся единым объектом подсчёта и разработки. Общая толщина пласта в основном 14-16 м, в кровле и подошве он ограничен толщей аргиллито-алевролитовых пород соответственно до 9 и 6 м. В пределах пласта выделяется 1-7 проницаемых прослоев толщиной 0,4-5,8 м. В скв. 558  и 896  коллектор полностью замещён плотными породами. Максимальный процент эффективной толщины от общей на Гожанском поднятии составляет 32-34 м.

Коэффициент расчленённости на Гожанском поднятии составляет 4,1.

К пласту В3В4 приурочено две  самостоятельные нефтяные залежи: единая  для Гожанского и Шагиртского  поднятий и Восточно-Шагиртская.

На Гожанском поднятии промышленная нефтеносность на разведочном этапе была доказана до абсолютной отметки –820 м опробованием скважины 23, вскрывшей совместно пласты КВ1, В3В4 и Бш. ВНК принимался на абсолютной отметке –838 м по данным насыщения керна в скв.5

За прошедший после  утверждения запасов период нефть  из пласта получена в 146 скважинах Гожанского поднятия на наинизших отметках –800,1-861,7 м, дебит при уровне составил 0,7-64,1 т/сут. Дополнительно поднят нефтенасыщенный керн в скважинах 73,521,1128,1136 с абсолютных отметок –852,1-862,1 м.

Учитывая наинизшие отметки получения нефти по скважинам водонефтяной контакт для залежи, объединяющей оба поднятия, предлагается принять на отметке –853 м.

 

Гожанское поднятие.

В скв.674 в интервале абсолютных отметок –846,1-850,9 м приток нефти  составил 0,8 т/сут.

Тип залежи – пластовая сводовая.

   

Окско - серпуховско – башкирский

карбонатный комплекс.

              

В пределах комплекса промышленно  нефтеносны пористые разности известняков  башкирского яруса.

 

Башкирский  ярус.

Пласт Бш.

Основываясь на исследованиях  карбонатных коллекторов Пермской области, в пределах месторождения  в башкирском ярусе по данным ГИС  выделяются проницаемые пачки Бш1,Бш2,Бш3.

Но  поскольку  раздельным  опробованием  охвачена  в основном верхняя ( Бш1 ) , а нефтеносность нижних самостоятельно не доказана (Бш2 испытана совместно с Бш1 в 7 скважинах ), то  рассматривается единый пласт Бш, включающий пачки Бш1 и Бш2.

Залежь пластово-массивного типа, от центра её к периферии происходит закономерное уменьшение эффективных  толщин.

Процент эффективной толщины  от общей колеблется от 31 до 39.

Данные, полученные в процессе эксплуатационного бурения позволили уточнить геологическое строение месторождения. Согласно структурным построениям, Гожанское  поднятие  и Западный купол Шагиртского объединились в единую залежь.

Водонефтяной контакт  залежи, объединяющей Гожанское поднятие и Западно-Шагиртский купол оставлен прежним на отметке –855 м, обоснованный результатами разведочных скважин 20 и 116 , в которых нефть получена с нижних отметок минус 853 и 855,6 м. Результаты вновь пробуренных скважин не противоречат принятому ВНК. Так на Гожанском поднятии:

-  В скв.69 из интервала  прострела –823,7-850,8 м. Получена  нефть дебитом 30,8 т/сут на штуцере 3 мм. Из интервала –856,4-858,4 м. приток воды составмл 3 м3/сут

-  В скв.102 вода удельного  веса 1,13 г/см3 получена из интервала  перфорации минус 857,9-859,7 м, дебит  её 10,5 м3/сут.

-  В добывающих скв.398-бис, 882 при подошве прострела минус  851,2; 849,5 м. притоки безводной нефти  составили соответственно 9,9 и 4,2 т/сут.

 

Нижне – средневизейский

терригенный комплекс.

 

Используя принятую для всех месторождений Куединского вала номенклатуру, при корреляции терригенных отложений нижнего карбона, характеризующихся литологической  изменчивостью, выделено четыре пласта: Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2.

 

Тульский  горизонт.

Пласт Тл2-а.

Пласт залегает в кровле тульского горизонта, покрышкой  его служит толща (4-5м) аргиллитов. В 70% процентах скважин пласт замещён  плотными породами.

Залежи нефти, приуроченные к пласту Тл2-а, пластовые, сводовые, литологически экранированные.

На Гожанском поднятии, где нефтеносность пласта доказана лишь эксплуатационными скважинами, выделены небольшие по размерам линзы от 0,25*0,4 до 0,8*2,3 км. Водонефтяные контакты, принятые по наинизшему насыщению пород нефтью, составляет: 1181,1187 и 1200 м.

Они подтверждаются результатами испытаний шести скважин, из которых  пять (1031,1033,1040,1045,1046) опробованы совместно  с другими пластами. В скв.2062 дебит  нефти составил 2,3 т/сут.

В  юго-восточной  части  структуры с более высоких  абсолютных отметок –1117,8(скв.1078), -1134,4(скв.1076) коллектор водоносен, лишь в скв.174,1043,2088 пласт нефтенасыщен до глубин минус 1130-1139,1. Залежь в данном районе не выделена из-за малых размеров.

Пласт, общая толщина которого 0,6-5,1 м., состоит из 1-2 прослоев (0,4-4 м). Отношение эффективной толщины  к общей составляет 73%, коэффициент  расчленённости 1,1.

 

Пласт Тл2-б.

От вышележащего пласта Тл2-а  отделяется хорошо прослеживаемыми  пачкой аргиллитов (3-4м) и прослоем известняка толщиной 1,0-1,6м, наличие которого отмечено в керне скв.7 и 23 Граница с пластом  Бб1 менее чёткая, небольшой толщины раздел (0,6-2 м) представлен аргиллито-алевролитовыми породами. В ряде скважин (3% от общего числа) он исчезает и отмечается слияние пластов. Скважины располагаются в приподнятых участках структуры.

К пласту приурочено две  залежи: первая, в которой сосредоточены  основные запасы пласта, объединяет Гожанское и Шагиртское поднятия, вторая выделяется на Восточно-Шагиртском поднятии.

Несмотря на единую структуру  основной залежи, водонефтяной контакт  обосновывается самостоятельным для каждого из поднятий.

По Гожанской площади утверждённый на разведочном этапе ВНК минус 1195м. совместно для пластов Тл2-б и Бб1 результатами ГИС и опробования эксплуатационных скважин уточнён.

Наинизшее насыщение и получение нефти отмечается в наклонной скв.995 (удлинение 228,2 м) на глубине минус 1205,5 м. По вертикальным скважинам ВНК может быть принят на отметке минус 1204 м.

В скв.2057, пробуренной в 1983г., вскрыто текущее положение ВНК  на отметке –1165,1 м. В ближайших  скважинах 2002 и  2004, расположенных  в 125 м., эксплуатация пластов Тл2-б,Бб1 велась с 1978 г. и к моменту вскрытия пласта в скв.2057 из них добыто соответственно 2174 и17178 тыс.т нефти, обводнённость 99.

Самостоятельно пласт  на Гожанской площади опробован в 27 скважинах, дебит нефти в них колеблется от 0,8 до 23,6 т/сут. По типу залежи тульского пласта Тл2-б пластовые сводовые с литологическим экраном.

 

Бобриковский  горизонт.

Пласт Бб1.

При корреляции в пределах пласта выделяется верхняя часть Граничащая  с тульским  пластом Тл2-б, и нижняя, заключённая между хорошо выдержанными пачками аргиллитов толщиной 1-4м. каждая. Проницаемые прослои характерны для верхней части, но  в скв.744,988,1044,2000,2001,2077  Гожанской  площади, где наблюдается слияние с вышележащим пластом Тл2-б, пласт Бб1 полностью проницаем, верхняя пачка аргиллитов исчезает, а остаётся лишь глинистая толща, которая служит разделом между бобриковскими пластами Бб1 и Бб2.

Залежи, приуроченные к пласту, имеют линзовидный характер и  по типу относятся к пластовым сводовым литологически экранированным.

На Гожанском поднятии 50% площади занимает продуктивная линза, расположенная в северо-западной части ( 7,8*2,3 км ). Южнее линии скважин 744-988 выделяются маленькие по размерам линзы (1,1*0,25-1,5*0,25 км.), большинство из которых ограничены со всех сторон литологическим экраном.

Данными эксплуатационных скважин, характеризующихся более  совершенным  комплексом  геофизических  исследований, ВНК уточнён. Наинизшие насыщения пласта нефтью по 8 скважинам, включая и наклонные, отмечается на отметке минус 1204,4 – 1214,7 м. Используя для обоснования лишь вертикальные, водонефтяной контакт по данным скв.980 принимается на отметке минус 1213 м.

Нефть дебитом 0,7-49 т/сут получена в 63 скважинах с наинизших отметок от –1143,6 до –1214,9 м. Однако самостоятельно пласт опробован в скв.637 и 915 ( -1161,8 и –1159,4 м.), дебит их соответственно 3,4 и 4,2 т/сут.

   

Пласт Бб2.

Пласт, к которому приурочены основные запасы месторождения характеризуется значительными колебаниями общей толщины. В скв.172,411,764,765,770,774,973,1057,1063,2070 Гожанской площади терригенные отложения увеличиваются до 31 м., что связано с появлением линз малиновского возраста. Учитывая  локальное распространение последних, выделяемая  в пределах их эффективная толщина условно отнесена к пласту Бб2. К пласту приурочено четыре залежи. Наибольшая по размерам объединяет Гожанское поднятие и Западно-Шагиртский купол. На начальной стадии подсчёта ВНК на Гожанской площади принимался –1208 м. на юго-западном  и -1215м. на северо-восточном крыльях по промыслово-геофизическим данным скв.5 и 7. Если в последней он уверенно отбивался на отметке –1215,5 м., то в скв.5 по диаграмме ГИС пласт полностью нефтеносен (-1211,1 м.).

В эксплуатационных скважинах  нефтенасыщение пласта колеблется в пределах –1203-1233,5 м. Принимая во внимание данные 15 вертикальных скважин, где отбивается водонефтяной контакт, средняя отметка его по залежи составляет –1213 м.

Физико – химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов

 

 

 

Исходные  геолого-физические характеристики  эксплуатационных объектов
№	П А Р А М Е Т Р Ы	З а л е ж  ь   п л а с т а    Т		З а л е ж ь  п л а с т а   Тл + Бб
п/п		П  л о щ а д ь		П л о щ а д ь
		Гожанская	Шагиртская	Гожанская	Шагиртская
1	Средняя глубина залегания,                      м	1425	1410	1350	1370
2	Тип залежи	Пласт.сводовая	пласт.сводовая	пласт.сводовая	пласт.сводовая
3	Тип коллектора	Карбонатный	карбонатный	терригенный	терригенный
4	Площадь нефтегазоносности,            тыс.м2	25557	4463	41518	16744
5	Средняя общая толщина,                         м	25,6	Ш-25, В-Ш-16.1	28,5	Ш-33.2;В-Ш-31.7
6	Средняя нефтенасыщенная толщина,       м	3,3	Ш-4.8;В-Ш-5.7	3,5	Ш-5.7; В-Ш-4.9
7	Пористость,                                  доли ед.	0,11	0,15	0,19	0,2
8	Средняя насыщенность нефтью    доли ед.	0,57	0,799	0,88	0,9
9	Приницаемость по керну/по гидродинам,МКМ2	0.041/0.044/0.662	0.037/0.676	Тл-0.676;Бб-1.183	Тл-1.196;Бб-1.233
10	Коэффициент песчанистости          доли ед.	0,24	Ш-0.29;В-Ш-0.19	0,23	0,3
11	Коэффициент расчлененности        доли ед.	10,5	Ш-11.3;В-Ш-9.1	4,6	6,25
12	Пластовая температура,                град.С	28.428.4	28	27
13	Пластовое давление, начальное,   Мпа	14,5	14,5	14,6	14,6
14	Вязкость нефти в пластовых  условиях,МПахС	42,1	27,6	41,2	38,4
15	Плотность нефти в пластовых  условиях,т/м3	0,901	0,883	0,887	0,895
16	Объемный коэффициент  нефти,      доли ед.	1,04	1,025	1,039	1,035
17	Содержание серы в нефти,                     %	2,96	2,51	2,84	2,55
18	Содержание парафина в  нефти,               %	3,93	3,46	3,99	3,41
19	Давление насыщения нефти  газом,      Мпа	7,2	6,9	8,02	8,86
20	Газосодержание нефти,                      м3/т	15,5	13,9	18,7	20,1
21	Вязкость воды в пластовых  условиях,МПахС	1,4	1,42	1,39	-
22	Плотность воды в пластовых  условиях, т/м3	1,13	1,176	1,17	-
23	Средняя продуктивность, 10м3/(сут/Мпа)	4,1	6,6	2.6 - 9.9	10.6 - 17.0
24	Средняя приемистость, 10м3/(сут/Мпа)			Бб-6.7; Тл-8.49	Бб-8.36; Тл-9.78
25	Начальные балансовые запасы нефти, млн.т
	(утв.ГКЗ СССР или на балансе ВГФ СССР):
	в том числе, по категории  С1/С2	9,948	2,75	41,128	23.413/0.200
26	Начальные извлекаемые запасы нефти,  млн.т
	(утв.ГКЗ СССР или на балансе ВГФ СССР):
	в том числе, по категории  С1/С2	1,123	0,372	13,572	9.361/0.048
27	Коэффициент нефтеизвлечения,      доли ед.
	в том числе по запасам  категории С1/С2	0,113	0,135	0,33	0.399/0.24