УДК 621.643
БОНДЮЖСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
№33,
Технические науки
Нуруллин Алмаз Хамисович
Ключевые слова: БОНДЮЖСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ; ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ; ВОДОНЕФТЯНОЙ КОНТАКТ; ПАШИЙСКИЙ ГОРИЗОНТ; КЫНОВСКИЙ ГОРИЗОНТ; BONDYUZHSKOYE OIL FIELD; PRODUCTIVE RESERVOIR; WATER-OIL CONTACT; PASHIYSKY HORIZON; KYNOVSKY HORIZON.
Бондюжское нефтяное месторождение расположено в северо-восточной части Республики Татарстан, в пределах правобережья среднего течения реки Камы.
В тектоническом отношении Бондюжское месторождение приурочено к юго-восточному склону Северного купола Татарского свода, расположено в пределах Первомайско-Бондюжского вала, входящего в состав группы валов Нижнекамского нефтеносного района Татарстана.
Бондюжское нефтяное месторождение было открыто поисковой скважиной №15 в мае 1955 г.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются коллекторы пашийского и кыновского горизонтов верхнего девона. Терригенные породы этих горизонтов представлены рыхлыми мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
В пределах кыновского горизонта выделяется два зональных интервала или пропластка Д0-1 и Д0 и пять пропластков в пределах пашийского горизонта Д1-1, Д1-2, Д1-3, Д1-4, Д1-5.
Продуктивный пласт Д0 представлен одним-четырьмя нефтенасыщенными пропластками эффективной нефтенасыщенной толщиной от 0,8 м до 10,8 м, в среднем составляет 4,8 м. Пласт Д0 по толщине высокопроницаемых коллекторов в 1,5 раза превышает средние толщины пластов горизонта Д1. Глинистые разделы между пластами Д0 и Д1 изменяются от 0,4 м до 6, 0 м и в среднем составляют 2,2 м.
Для большинства пластов горизонта Д1 в целом характерно незначительное расхождение средних эффективных нефтенасыщенных толщин. Так, средние значения изменяются от 2,0 м (пласт Д1-4) до 3,7 м (пласт Д1-1). Аналогичная особенность присуща и для толщин глинистых разделов между пластами. При значительном колебании конкретных величин от 0,4 м до 7,8 м средние значения практически не отличаются и составляют 2,2-2,5 м.
Анализ абсолютных отметок водонефтяного контакта (ВНК), вскрытых в пределах месторождения, в продуктивных пластах терригенной толщи девона позволил установить погружение водонефтяного контакта с севера на юг от -1465,3 м (скв. 430) до -1468,6 (скв. 316). ВНК на месторождении для всех пластов общий, так как продуктивные пласты представляют единую сложную, гидродинамически связанную систему. Поэтому среднее значение ВНК в целом по месторождению принято на абсолютной отметке -1466,6 м, таблица 1.
Таблица 1
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Бондюжского месторождения
| Характеристика | Продуктивный горизонт | |
| тиманский | пашийский | |
| Абсолютная отметка кровли, м | 1606,8 | 1625,6 |
| Абсолютная отметка ВНК, м | -1466,6 | -1466,6 |
| Тип залежи | пласт.-свод. | пласт.-свод. |
| Тип коллектора | поровый | поровый |
| Площадь нефтеносности, 103 м2 | 82880 | 60430 |
| Средняя общая толщина, м | 11,00 | 18,50 |
| Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина,м | 5,20 | 9,30 |
| Коэффициент песчанистости, единиц | 0,481 | 0,579 |
| Коэффициент расчлененности, единиц | 1,723 | 2,502 |
| Средний коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2 | 610 | 636 |
| Средний коэффициент пористости, единиц | 0,202 | 0,197 |
| Средний коэффициент начальной нефтенасыщенности, единиц | 0,817 | 0,837 |
| Начальная пластовая температура, 0С | 35 | 35 |
| Начальное пластовое давление, МПа | 17,5 | 17,5 |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 9,8 | 9,8 |
| Газосодержание нефти, м3/т | 38 | 38,6 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 | 837 | 848 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 | 877 | 876 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа .с | 5,9 | 5,9 |
| Объемный коэффициент нефти, единиц | 1,095 | 1,099 |
| Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 | 1178,7 | 1178,7 |
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа .с | 1,79 | 1,79 |
| Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут.МПа .м) | 6,25 | 6,25 |
| Коэффициент вытеснения нефти водой (газом), единиц | 0,68 | 0,682 |
Как видим по таблице 1, что нефть пашийского горизонта в пластовых условиях имеет повышенное значение вязкости 5,9 мПа*с, вязкость воды составляет 1,79 мПа*с, удельный коэффициент продуктивности составляет 6,25 м3/сут*МПа.
Коллекторские свойства пашийско-кыновских отложений изучались по геофизическим данным скважин. Среднее значение проницаемости равно 0,610 мкм2. Среднее значение пористости составляет 0,202 д. ед. Начальная нефтенасыщенность по данным ГИС равна 0,817 д. ед.
Рассмотрим физико-химические свойства пластовой и дегазированной нефти, таблица 2.
Таблица 2
Физико-химические свойства девонских отложений Бондюжского месторождения
| Характеристика | Среднее значение |
| Свойства пластовой нефти | |
| Давление пластовое, МПа | 17,5 |
| Температура пластовая, °С | 35 |
| Давление насыщения, МПа | 9,8 |
| Газосодержание нефти, м3/т | 38,6 |
| Газовый фактор нефти при дифференциальном разгазировании ,м3/т | не опр. |
| Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 | 848 |
| Вязкость нефти в услових пласта, мПа·с | 5,9 |
| Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, 10-4/МПа | 9,1 |
| Плотность растворенного газа в стандартных условиях, кг/м3: | |
| — при однократном (стандартном) разгазировании | 1,48 |
| — при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | |
| Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3: | |
| — при однократном (стандартном) разгазировании | 876 |
| — при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | |
| Пересчетный коэффициент, единиц | 0,908 |
| Количество исследованных глубинных проб (скважин) | 20 |
| Свойства дегазированной нефти | |
| Плотность дегазированной нефти по поверхностным пробам, кг/м3 | 876 |
| Вязкость дегазированной нефти по поверхностным пробам, мПа·с: | |
| — при 20°С | 18,7 |
| — при 50°С | 8,4 |
| Температура застывания дегазированной нефти, °С | -18 |
| Массовое содержание, %: | |
| — серы | 2,3 |
| — смол силикагелевых | 10,8 |
| — асфальтенов | 4,9 |
| — парафинов | 3,1 |
| Температура начала кипения, °С | 42 |
| Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), % | |
| — до 100 °С | 6 |
| — до 200 °С | 22 |
| — до 300 °С | 42 |
Анализируя табличные данные поверхностных проб, нефть кыновского и пашийского горизонтов относится к группе тяжёлых нефтей. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 848 кг/м3, вязкость 5,9 мПа*с, газосодержание 38,6 м3/т. По содержанию серы-2,3% массовых нефть является высокосернистой, а по содержанию парафина 3,1% и относится к категории парафинистых.
Таким образом, основными разрабатываемыми пластами на Бондюжском месторождении являются коллекторы пашийского и кыновского горизонтов верхнего девона. Нефть кыновского и пашийского горизонтов относится к группе тяжёлых нефтей. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 848 кг/м3, вязкость 5,9 мПа*с, газосодержание 38,6 м3/т. По содержанию серы-2,3% массовых нефть является высокосернистой, а по содержанию парафина 3,1% и относится к категории парафинистых.
Список литературы
- Леванова, Е.В. Разработка нефтяных месторождений / Е.В. Леванова, А.Т. Габдрахманов // Методические указания по проведению практических занятий по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» для подготовки направления 21.03.01 (131000) «Нефтегазовое дело» профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» всех форм обучения. – Альметьевск: АГНИ, 2014. – 76с.
- Садыкова, Р.Р. Основы экономики и организации нефтегазового производства / Методические указания по выполнению контрольной работы и организации нефтегазового производства» для бакалавров направления 21.03.01 (130100) «Нефтегазовое дело» всех форм обучения – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2015. – 28с.
- Годовой отчет НГДУ «Прикамнефть».
- База данных КИС АРМИТС.
- Руководящий документ 153-39.0-588-08