1.4 Нефтегазоносность

Физико-химические характеристики нефти, газа и воды изучались по поверхностным и глубинным пробам, отобранным из скважин в процессе их опробования и эксплуатации. Результаты исследования показали, что нефти продуктивных пластов легкие, маловязкие, малосмолистые, парафиновые, сернистые. Давление насыщения 8-10 МПа, газосодержание 57-104 м³/т в пластовых условиях при однократном разгазировании, 40-94 м³/т при условии промысловой сепарации.

На основании критериев, предусмотренных ГОСТ 912-66, нефти Яунлорского месторождения следует отнести к легким и относительно легким, маловязким, малосмолистым, парафинистым, сернистым.

Коллекторские свойства продуктивного пласта АС_7-8 Яунлорского месторождения определялись по результатам анализов керна. Средневзвешенная пористость 23,5 %, проницаемость - 0,25 мкм². Наилучшие коллекторы имеют пористость до 29,1 %, проницаемость - 1,98 мкм². По площади отличается изменчивость коллекторских свойств, что отражается в расчете средневзвешанных параметров в разных зонах залежи.

Газ, растворенный в нефти, метанового типа. Содержание метана около 90-92 %, азота 3,5-6,0 %, концентрация тяжелых углеводородов изменяется от 0,4 до 13 % при средней величине около 3 %.

Нефтеносность по вскрываемому разрезу скважины представлена в таблице 1.6, газоносность в таблице 1.7.

1.5 Водоносность

Водоснабжения Яунлорского месторождения представляют подземные воды первого гидрогеологического комплекса верхнего гидрогеологического этажа Западно-Сибирского артезианского бассейна, приуроченного к континентальным отложениям олигоцен-четвертичного возраста. Верхний гидрогеологический этаж характеризуется преимущественно свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой единую водонасыщенную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой гидравлически связаны между собой. В составе верхнего гидрогеологического этажа можно выделить два водоносных горизонта: четвертичный и черталинский.

Все комплексы насыщены однообразными по составу водами хлоридно-кальциевого типа, минерализация которых уменьшается вверх по разрезу от 35 г/л в юрских породах до 17-18 г/л в отложениях сеномана. По ряду показателей (цветность, железо, аммиак, марганец) подземные воды данного водоносного горизонта превышают ГОСТ 2874-82 и ПДК.

Водоносность представлена в таблице 1.8.

1.6 Возможные осложнения при бурении скважин

Возможные осложнения при бурении скважин представлены в таблицах 1.9, 1.10, 1.11, 1.12.

Таблица 1.6

Нефтеносность

Индекс стратигра-фическо-го поразде ления	Пласт	Интервал по вертикали, м		Тип коллектора	Плотность нефти, кг/м3		Вязкость нефти в пл., ус., МПа·с	Содержание серы, % по весу	Содержание парафина, % по весу	Свободный дебит, м3/сут	Параметры растворенного газа
		От (верх)	До (низ)		В пластовых условиях	После дегазации					Газовый фактор, м3/м3	Содержание сероводорода, %	Содержание углекислого газа, %	Относительная плотность газа, кг/м3	Коэффициент сжимаемости	Давление насыщения в пластовых условиях, МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
K1	АС7-8	1765	2090	Поровый	797	862	1,7	0,9	2,57	5,7	35	-	0,02	15	-	8,6

Таблица 1.7

Газоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Пласт	Интервал по вертикали, м		Тип коллектора	Содержание углекислого газа/азота	Относительная по воздуху плотность газа	Свободный дебит, тыс.м3/сут	Пластовое давление, МПа
		От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
К1	АС7-8	1765	1775	Поровый	-	0,702	3	18

Таблица 1.8

Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по вертикали, м

Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Дебит, м3/сут

Химический состав воды, мг/л

Минерализация, г/л

Тип воды по Сулину ГНК-гидрокарбонатно-натриевый ХЛК-хлоркальциевый

Относится к источнику питьевого водоснабжения (да,нет)

Анионы

Катионы

от

до

CL-

SO4-

НСО3-

Na+К+ (мг/л)

Mg++ (мг/л)

Ca++ (мг/л)

К1alm

1850

1880

Поровый

1109

25

-

3

8

89

1

3

28

ГНК

Нет

Tаблица 1.9

Поглощения бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал по вертикали, м		Интенсивность поглощения м3/ч	Расстояние от устья до статического уровня при его снижении	Имеются ли потери циркуляции	Градиент давления поглощения, (МПа/м)10-2		Условия возникновения
	от	до				При вскрытии	После изоляционных работ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Q- P3llv	0	660	2,6	150	Нет	0,23	0,27	Отклонения параметров БР

Таблица 1.10

Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал по вертикали, м		Буровые растворы, применяющиеся раньше			Время до начала осложнения	Мероприятия по ликвидации
	от	до	Тип раствора	Плотность кг/м3	Дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость
1	2	3	4	5	6	7	8
Q- К1-2pkr	0	1710	Полимер глинистый	1070-1200	-	2	Проработка

Таблица 1.11

Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Вид проявляемого флюида	Плотность смеси при проявлении кг/м3	Признаки возникновения НГВП	Условия возникновения
	от	до
1	2	3	4	5	6	7
К1-2pkr	480	1720	Вода	Плотность смеси равна плотности нефти в пластовых условиях	Пузырьки газа в БР, нефтяная	Снижение гидростатического давления ниже пластового

Таблица 1.12

Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Вид прихвата	Раствор, при применении которого произошел прихват				Условия возникновения
	от	от		Тип	Плотность кг/м3	Водоотдача см3/30мин	Смазывающие добавки
Q - P3tvd	0	500	Осыпи и обвалы	Глинистый	1170	10	Мыло олеиновое	Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление КНБК без движения.
P3tl - К1-2pkr	660	1550	Сальниковые образования	Глинистый	1150	10	Мыло олеиновое