зсунуло кордону поклади і в той же час уточнило розташування зон заміщення, збільшило їх, особливо в південній частині. У результаті загальна площа нафтоносності зросла на 5,74% .У той же час при бурінні нових свердловин були розкриті кілька ділянок підвищеної потужності, 6 ... 8 м і більше, на півночі, в першому і другому блоках, на сході третього і четвертого блоків, на заході четвертого і п'ятого блоків. У результаті середньозважена товщина нефтенасищенних колекторів по об'єкту збільшилася від 3,99 м до 4,5 м. Середня відмітка ВНК, за даними 118 свердловин, становить 965,6 м, у тому числі по свердловинах з подовженням до 20 м - 965,8м, понад 20 м - 965,5 м. При загальній тенденції деякого підвищення рівня ВНК з півночі на південь і південний схід (від відміток 966-969 м і 959-962 м), зміною ВНК в конкретних свердловинах більше обумовлено наявністю значних нахилів стовбура свердловин (до 30-45 0, при подовженні понад 20 м), чим загальним геологічними закономірностями. Тип поклади пластовий, сводовий, литологически обмежений. Найвища відмітка покрівлі продуктивного пласта відзначена в свердловині №1939 (мінус 944.7 м), поверх нафтоносності поклади до 24 м.
. 4 Фізико-хімічні властивості пластових рідин і газів
. 4.1 Фізико-хімічна характеристика нафти і газу
Дослідження фізико-хімічних властивостей нафт в пластових і поверхневих умовах проводилося за пластовим пробам в ТатНІПІнефть і в аналітичній лабораторії ТГРУ. Проби відбиралися глибинними пробовідбірниками типу ПД - 3 і досліджувалися на установках УІПН - 2 і АСМ - 300 за загальноприйнятою методикою. В'язкість нафти визначалася віскозиметром ВВДУ (віскозиметр високого тиску універсальний) і капілярним типу ВПЖ. Щільність сепарований нафти визначалася пикнометрическим способом. Склад нафти і газу після одноразового розгазування пластової проби нафти аналізувався нахромотографах типу Кристал - 200М raquo ;. Всі дані і?? слідування наведено згідно РД 153-39-007-96 Регламент складання проектних технологічних документів на розробку нафтових і газонафтових родовищ .
Всього по Бобриковського горизонту Сабанчінского родовища проаналізовано: пластових - 108 проб, поверхневих - 61 проба. При обробці даних була проведена відбраковування результатів неякісних аналізів, в розрахунок бралися тільки якісні. Нижче наводиться коротка характеристика нафти по Бобриковського горизонту.
Дослідження властивостей нафти Бобриковського горизонту в пластових умовах проводилося по пробах, відібраним з 36 свердловин.
Дані дослідження показують, що параметри пластової нафти Бобриковського горизонту в цілому по родовищу змінюються в наступних межах: тиск насичення змінюється від 2,1 до 6,1 МПа, середнє значення якого дорівнює 3,81 МПа; газосодержание - від 9,9 до 36,6 м 3/т, середнє значення якого дорівнює 22,9 м 3/т; об'ємний коефіцієнт - від 1,038 до 1,117, середнє значення якого дорівнює 1,0643; в'язкість пластової нафти змінюється від 12,0 до 43,15 мПа. с, середнє значення якої становить 18,79 мПа. с (таблиця 1).
Результати цих аналізів були враховані при узагальненні матеріалу і розрахунку середніх значень параметрів. Щільність пластової нафти - 848,0кг/м 3, сепарований - 888 кг/м 3. Компонентний склад нафтового газу, разгазірованной і пластової нафти наведено в таблиці 1.
Таблиця 1 Компонентний склад нафтового газу, разгазірованной і пластової нафти
НаіменованіеПрі одноразовому розгазування пластової нафти в стандартних условіяхВиделівшійся газ, %% мольСероводород0,07Углекіслий газ0,97Азот + рідкісні, в тому числі: 14,64Гелійне опр.Метан30,26Этан21,47Пропан19,46i-Бутан2,64n-Бутан6,21i-Пентан1,83n-Пентан1,50Гексан+высшие1,01
Вміст сірки в нафті змінюється від 1,5 до 4,1% мас, в середньому дорівнює 2,45%, асфальтенів - від 2,7 до 11,5%, в середньому 5,9% , парафінів - від 1,9 до 5,1%, середнє значення дорівнює 2,99% вагових.
Нафти Бобриковського горизонту відносяться до групи вузьких, високосірчистих і парафінових нафт
Водоносні горизонти Бобриковского відкладень вивчалися при випробуванні пластів - колекторів глибоких розвідувальних та експлуатаційних свердловин і за даними промислової геофізики. При випробуванні проводилися заміри дебіту води, відбиралися проби води на аналіз.
У Бобриковського-тульських відкладеннях нижнього карбону переважно водоносних пісковики та алевроліти. Водообільность їх коливається в межах від 60 до 100 м 3/добу при різних динамічних рівнях. Статистичні рівні встановлюються на абсолютних позначках від +7,5 до - 17,25 м. Режим покладів, приурочених до цих відкладенням, упруговодонапорний. За хімічним складом пластові води відносяться до хлоркальціевой типу по В.А. Сулину.
