1.2 Геолого-физическая характеристика объекта Пласт Дк

Песчаники распространены в меридиональном направлении, вкрест простирания складки, в виде полосообразной литологически-ограниченной с запада и востока залежи нефти, приуроченной к центральной части Белозерско-Чубовского месторождения (лист 16).Общая толщина пласта Д_к меняется от 9,2 до 18,7 м и достигают максимального значения 21 м в скв. 709.

Промышленная нефтеносность установлена в 1960 г. при опробовании пласта в скв. 19. При испытании получен фонтан безводной нефти с дебитом 57 т/с.

По состоянию геологической изученности на 1.01.06 г. на пласт дополнительно пробурено 114 добывающих скважин. Пласт опробован в колонне в 59 скважинах. В результате получены притоки нефти, в том числе и фонтанные, с дебитами от 0,003 т/с до 58 т/с.

По геофизическим материалам всех скважин, пробуренных на залежь, коллектор пласта Д_к сложен 1-6 (скв. 739) пропластками песчаника, толщиной от 0,2 до 17 м (скв. 239), причем пласт более расчленен в северной части залежи. Толщина разделяющих непроницаемых прослоев составляет 0,2-8,6 м. Коэффициенты песчанистости и расчлененности, соответственно, равны 0,69 и 1,97.

Несмотря на значительный дополнительный геолого-промысловый и геофизический материал, полученный в результате бурения скважин, границы распространения нефтенасыщенного коллектора пласта Д_к не установлены. ВНК скважинами не пересечен. Граница залежи принимается условно на абсолютной отметке минус 2492 м, которая соответствует гипсометрически самой низкой отметке подошвы нефтенасыщенного пласта Д_к, вскрытой скв. 735, 736.

Результатами опробования скв. 736 на приток подтверждена нефтеносность пласта до абсолютной отметки минус 2491,9 м (подошва пласта в скв. 736). Из интервалов перфорации 2613-2615 м (–2483,9-2485,9 м) и 2618-2620 м (–2488,9-2490,9 м) получен приток безводной нефти в скв. 736.

Нефтенасыщенная толщина пласта Д_к по площади залежи меняется по величине от 1,2 м (скв. 316) до 20,0 м (скв. 709).

Размеры залежи в принятых границах составляют 6,62×2,0 км, высота залежи 60 м. Тип залежи пластовый, литологически ограниченный.

Пласт д1

Является одним из основных разрабатываемых объектов на месторождении. Залегает в кровельной части пашийского горизонта, в среднем на глубине 2606,1 м. Пласт представлен терригенными породами: светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками, алевролитами серыми и зеленовато-серыми глинами. Общая толщина пласта достигает 45,6 м.

Слагающий пласт коллектор состоит из 2-10 (скв. 215) пропластков песчаников, толщиной от 0,2-0,4 м до 10,8 м в нефтенасыщенной части пласта и достигает 22 м – в водонасыщенной. Толщина непроницаемых разделов меняется от 0,4 до 14,8 м. Коэффициент расчлененности при этом по пласту в целом равен 4,5 доли ед., а в границах залежи – 2,5. Коэффициент песчанистости составляет 0,65.

Таблица 1.1

Геолого-физическая характеристика пласта Дк

Параметры	ДК
Участок
Категория	А
Средняя глубина залегания, м	2582,7
Абсолютная отметка ВНК, м	-2492
Тип залежи	пласт.
Тип коллектора	терриг.
Площадь нефтегазоносности, тыс м2	8712,5
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	9,4
Пористость, доли ед.	0,2
Ср. нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.	0,92
Проницаемость, мкм2	0,25
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,69
Коэффициент расчлененности, доли ед.	1,97
Начальная пластовая температура, С	54
Начальное пластовое давление, МПа	27,4
Вязкость нефти в пластовых усл., мПа с	3,79
Плотность нефти в пластовых усл., т/м3	0,815
Плотность нефти в поверхн. усл., т/м3	0,865
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,115
Содержание серы в нефти, %	1,9
Содержание парафина в нефти, %	3,7
Давление насыщения нефти газом, МПа	6,5
Газосодержание, м3/т	39,2
Коэффициент вытеснения, доли ед	0,692
Вязкость воды в пластовых усл., мПа с	1,02
Плотность воды в пласт.условиях. т/ м3	1,181

Таблица 1.2