1.4 Нефтегазоносность.

Промышленная нефтеносность Саврушинского месторождения установлена в продуктивных пластах В₁ турнейского яруса и Б₂ бобриковского горизонта. Нефтепроявления зафиксированы при бурении структурных скважин в отложениях уфимского яруса и калиновской свиты верхней перми. При опробовании пермской скважины 8 из отложений уфимского яруса был получен непромышленный приток тяжелой, высоковязкой и высокосмолистой нефти.

Ниже дается краткая геологическая характеристика выявленных залежей, а основные сведения по ним представлены в таблице №1.

Пласт В₁ Турнейского яруса.

Залежи нефти пласта В₁ приурочены к Анлинскому (Северо-Западному куполу) и Саврушинскому (Северо-Восточный и Юго-Восточный купол) поднятиям, а также к небольшому куполу в районе скважины 30.

Новые данные промыслово-геофизических исследований и опробования эксплуатационных скважин на Анлинском и Саврушинском поднятиях позволяют уточнить положение ВНК и принять его для обеих залежей на абсолютной отметке -1463м.

Нефтенасыщенные толщины определены до принятого положения ВНК с учетом фактических данных ПГИ по каждой конкретной скважине. Максимальная нефтенасыщенная толщина пласта на Анлинском поднятии отмечается в скважинах 323,314,317 соответственно 12м, 13,5м, 10,4м. На Саврушинском поднятии максимальная нефтенасыщенная толщина пласта отмечается в скважинах : 302-7,4м, 304-8,2м.

По степени по пласту В₁ запасы обеих залежей отнесены к категории “А”.

Пласт Б₂ бобриковского горизонта .

Залежи нефти пласта Б₂ установлены в пределах Анлинского поднятия (Северо-Западный купол) и Саврушинского поднятия (Северо-Восточный и Юго-Восточ-ный купола).

Новые данные бурения существенно уточнили строение залежей Северо-Западного купола и в целом подтвердили принятое ранее положение ВНК на абсолютной отметке –1441м. Полученные данные не противоречат принятому ранее положению ВНК залежи. В скважине 304 ВНК прослеживается в интервале плотного пропластка (абсолютная отметка –1446м, 4 –1447,8м) Ниже прослеживается водонасыщенный пропласток толщиной 2,2м (абсолютная отметка –1447,8м -

1450м).

По степени изученности запасы нефти оценены по категории “В”

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды.

Пласт В₁ Северо-Западный купол.

Свойства нефти и газа этой залежи изучены по данным исследований семи глубинных проб из скважин 29, 35, 314, 11, поверхностных проб из скважин 29, 35, 314, 320, 321, 323.

При изучении глубинных проб только по скважине 314 определены компонентные составы выделившегося газа, разгазированной и пластовой нефти, которые приняты для описываемой залежи. По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,8403г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 5,69Мпа, газосодержание – 32,5 м3/т, динамическая вязкость 7,22 МПас.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,56%), высокосмолистая (15,62%), высокопарафиновая (6,11%).Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300С – 40%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях : сереводорода – 0,97%, азота – 15,63%, метана – 33,45%, этана - 21,53%, пропана – 20,95%, высших углеводорордов (пропан + высшие) 27,61%, гелия – 0,0098%. Относительная плотность газа по воздуху 1,051.

Пласт В₁ – район скважины 30.

Из скважины 30 отобраны одна глубинная и одна поверхностная пробы. Глубинная проба отобрана с глубины 600м и не является представительной. Результаты ее исследования не могут достоверно характеризовать свойства нефти. Параметры нефти и газа не могут достоверно характеризовать свойства нефти. Параметры нефти и газа этой залежи приняты по аналогии с одноименным пластом Северо-Западного купола.

Пласт В₁ – Северо-Восточный и Юго-Восточный купола.

По результатами исследований и расчетов плотность пластовой нефти – 0,8339 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 5,49 Мпа, газосодержание – 32,2м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 7,41 МПас. По товарной характеристике нефть высокосернистая ( массовое содержание серы – 2,39%), высокосмолистая (15,23% ), парафиновая (5,79%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300С – 46%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях сереводорода – 0,97%, азота – 15,63%, метана – 33,45%, этана - 21,53%, пропана – 20,95%, высших углеводородов (пропан + высшие) 27,61%, гелия – 0,0099%. Относительная плотность газа по воздуху 1,051.

Пласт Б₂ - Северо-Западный, Северо-Восточный, Юго-Восточный купола.

По результатами исследований и расчетов плотность пластовой нефти – 0,8253 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 4,34 Мпа, газосодержание – 30,8м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 5,24 МПас. По товарной характеристике нефть сернистая ( массовое содержание серы – 2,04%), смолистая (11,16% ),высокопарафиновая (6,13%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300С – 48%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях сереводорода – 0,97%, азота – 15,63%, метана – 33,45%, этана - 21,53%, пропана – 20,95%, высших углеводорордов (пропан + высшие) 27,61%, гелия – 0,0099%. Относительная плотность газа по воздуху 1,051.