1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Общие сведения о месторождении
Крапивинская группа месторождений расположена в Каргасокском рай-оне Томской области, и лишь не большая по площади его юго-западная часть входит в состав Омской области Западной Сибири. В 77 км. на юго-восток от него находится Игольско-Таловое нефтяное месторождение, в 7 км на север За-падно-Моисеевское, в 11 км на север Лесмуровское, в 16 км на север Двуречен-ское нефтяные месторождения, а также мелкие месторождения – Тагайское в 17 км на восток и Карайское в 24 км на юго-восток. Ближайшие разведанные и под-готовленные к разработке мелкие месторождения Федюшкинское в 25 км на юго-восток и Западно-Карайское в 10 км на юг. В орогидрографическом плане Крапивинское месторождение расположено в междуречье рек Крапивная и Ягылъ-ях правыми притоками р. Васюган. Более мелкие реки района - Большой и Малый Юнкуль пересекают месторождение в его северной части. Гидрогра-фическая сеть района (р. Ягыльях, Крапивная, Большой и Малый Юнкуль) не представляет практического интереса для судоходства из-за небольшой ширины и глубины рек. Наиболее крупная из перечисленных рек «Ягылъ-ях» достигает ширины 14м., ее глубина не превышает 2м. На ней обустроен причал для вы-грузки маломерного флота, доставляющего на месторождение нефтепромысло-вое оборудование и грузы строительного назначения.
Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой и коротким теплым летом. Температура воздуха колеблется от –50 °С (зимой) до +30 °С (летом). По количеству выпавших среднегодовых атмо-сферных осадков (500 мм) район относится к зоне избыточного увлажне-ния. Снежный покров появляется в октябре и сохраняется до начала мая, его толщина достигает от 1 до 1,5 м. Промерзаемость грунта составляет 0,8-1,6 м, болот около 0,4 м.
Рельеф района типично равнинный, слабовсхолмленный. Абсолютные отметки изменяются от +93 до +125 м, закономерно увеличиваясь с севера на юг. Характерны высокая заболоченность пойм рек и территории в целом, а так-же большое количество озер. Восточная и южная части месторождения покры-ты смешанным редким лесом.
В экономическом отношении район развит слабо. Ближайший населен-ный пункт - поселок Новый Васюган, расположенный в 70 км на северо-восток от месторождения.
В апреле 2002г. запущен нефтепровод соединяющий Крапивинское с УПН п. Пионерный. Линии ЛЭП на месторождениях развиты. Энергоснабжение на группе месторождений осуществляется посредством ВЛЭП 110 кВольт с Игольского месторождения.
Дорожная сеть на месторождении развита слабо. В 60 км. на восток от месторождения проходит бетонная дорога, соединяющая Каймысовскую группу нефтяных месторождений (Первомайское, Катыльгинское, Зап. Катыльгинское и др.) с Игольско-Таловым, пос. Новый Васюган и г. Стрежевой.
Строительный лес, необходимый для обустройства месторождения, имеется на месте. Пески, необходимые для отсыпки внутри промысловых дорог и кустов, добываются карьерным способом в районе Лесмуровского месторождения.
Для технического водоснабжения скважин и поддержания пластового давления на месторождении можно использовать подземные воды отложений Покурской свиты. Для питьевого водоснабжения пригодны подземные воды из отложений Новомихайловской свиты палеогена. После специальной очистки для этих же нужд можно использовать и поверхностные воды местных рек.
Крапивинское нефтяное месторождение приурочено к одноименному ку-половидному поднятию, выявленному и подготовленному к глубокому буре-нию в 1967-1968 гг. Промышленная нефтеносность месторождения установлена в 1969г.
Рисунок 1.1 – Обзорная карта нефтяных и нефтегазоконденсатных место-рождений Томской области
Весь комплекс геолого-поисковых и геологоразведочных работ на ме-сторождении осуществлялся производственным геологическим объединением “Томскнефтегазгеология” и его предприятием ЗНГРЭ.
По результатам бурения и раздельного испытания скважин установлено сложное многопластовое строение месторождения. Пласты характеризуются крайне неоднородным строением по толщине, лито фациям, продуктивности, запасам и так далее. Наиболее высокодебитный в разрезе представляется пласт Ю13+4, где дебиты фонтанирующих скважин изменяются от первых м3\сут до первых сотен м3\сут.
Основными ограничениями при фонтанном способе эксплуатации явля-ется:
- низкий газовый фактор (26 м3/м3);
- низкое давление насыщения (4 МПа);
- низкий коэффициент продуктивности по отдельным скважинам (менее 2 м3/сут.*МПа).
Более подходящим способом эксплуатации для данных условий является механизированный способ добычи, тем более что здесь нет значительного вредного влияния газа на работу оборудования. Но поскольку ни один из видов механизированной добычи не может сравниться по объемам перекачиваемой жидкости с УЭЦН, то выбран именно этот способ как основной на данном этапе разработки объектов нефтедобычи. Тем более что, укомплектовывая погружное оборудование УЭЦН частотными преобразователями, появилась реальная воз-можность в проведении плавного регулирования темпов отбора скважинной продукции.
Большая продолжительность разведочного этапа объективно свя¬зана со сложностью геологического строения месторождения. В част¬ности, временный спад темпов разведочных работ был вызван отрица¬тельными результатами по ряду присводовых разведочных скважин, где не было получено промышленных притоков нефти. Однако последующая корректировка направ¬лений геологораз-ведочных работ на основе новых представлений о геологической модели место-рождения позволила пробурить несколько высокопродуктивных разведочных скважин в северо-западной части месторождения, резко увеличить эффектив-ность работ, прирастить значительное количество запасов нефти, а также значи-тельно под¬нять оценку перспективности и месторождения в целом.
Среди первоочередных задач по совершенствованию системы исполь-зования фонда скважин Крапивинского месторождения можно выделить:
• более детальное изучение литофациальных особенностей строения залежей с уточнением характера и геометрии распространения выделенных па-чек в разрезе пласта Ю1 3-4 с детальным изучением их свойств по данным керно-вого материала, промыслово-геофизических и гидродинамических исследова-ний;
• изучение неоднородности коллекторских свойств и продуктив¬ных характеристик пластов, как по площади месторождения, так и по интервалам разреза;
• изучение энергетических характеристик залежей, соотношения от-боров продукции и динамики пластового давления, режимов эксплу¬атации за-лежей;
• дальнейшее изучение свойств нефти и газа в пластовых и по-верхностных условиях с детализацией их по пластам и участкам мес-торождения;
• всестороннее, изучение взаимодействия коллектора и насыщаю¬щего его флюида, лабораторные определения коэффициентов вытесне¬ния, фазовых характеристик при вытеснении нефти водой;
Учитывая сложность геологического строения месторождения, для ре-шения многих из перечисленных задач на месторождении необ¬ходима поста-новка пробной эксплуатации с использованием разведоч¬ных и бурением огра-ниченного числа оценочных эксплуатационных скважин.
Кроме решения вопросов и проблем, указанных выше, в процессе проб-ной эксплуатации должна быть отработана эффективная техноло¬гия заканчива-ния скважин строительством, обеспечивающая сохране¬ние коллекторских свойств и продуктивности пластов и скважин; не¬обходимо опробовать и подго-товить к промышленному внедрению на месторождении эффективные методы воздействия на пласт с целью ин¬тенсификации добычи и увеличения нефтеотда-чи; обосновать эффек¬тивный для условий месторождения способ эксплуатации скважин.
Выполнение данной программы проб¬ной эксплуатации должно обеспе-чить получение необходимой геолого-промысловой информации для обоснова-ния рациональной систем промышленной разработки месторождения и состав-ления соответствующей проектной документации.
В данной работе ставится задача изыскания (методов совершенствова-ния системы использования фонда скважин Крапивинской группы месторож-дений) возможности повышения эффективности эксплуатации УЭЦН на место-рождениях Крапивинской группы и увеличения межремонтного периода работы (МРП) УЭЦН после проведения на скважине гидроразрыва пласта (ГРП).
1.2 Геологическая характеристика объектов разработки
В геологическом строении месторождения принимают участие вул-каногенно-осадочные метаморфизованные образования доюрского основа-ния, осадочные отложения юры, мела, палеогена и четвертичной системы. От-ложения вскрыты и изучены бурением поисково-разведочных скважин (Рис. 2.1).
Рисунок 2.1 – Схема литологической изученности
Доюрские образования
Доюрские образования вскрыты на мес¬торождении лишь двумя скважи-нами - № 195 и № 200, мощностью от 80 до 107 м. Отложения залегают на глу-бине 2810-2950 м. Литологически представлены преимущественно эффузивны-ми породами – спилитами, диабазами, на которых развита кора выветривания мощностью 15-20 м.
Отложения коры залегают с размывом и стратиграфическим несог¬ласием на доюрском (палеозойском) метаморфизованном основании и выделяются в составе тюменской, васюганской, георгиевской и баженовской свит. Глубина их залегания оценивается в пределах от -2623 м (скв. 191) до -2723 м (скв. 205). В литофациальном отно¬шении комплекс этих отложений выражен в прибрежно-морских, конти¬нентальных и лагунных фациях и сложен песчаниками, алевро-литами, аргиллитами и углями. Разрез юры характеризуется литофациальной изменчивостью песчаных пород, как по разрезу, так и по площади, распростра-нением внутри толщи локальных седиментационных размы¬вов, прерывистым и линзовидным залеганием песчано-алевролитовых пластов среди глин, вторич-ными эпигенетическими изменениями пород.
Тюменская свита
Полные разрезы отложений свиты, вскрыты между двумя скважинами. Отложения залегают с глубоким размывом, угловым и стратиграфическим несо-гласием на доюрском консолидированном ос¬новании. Разрез имеет двухчленное строение. Нижняя часть, преиму¬щественно, глинистая. Литологически сложена аргиллитами углистыми с резко подчиненными маломощными прослоями алев-роли¬тов, песчаников, углей и их разностей; верхняя - алевролитопесчаная ха-рактеризуется чередованием пачек алевролитов, углистых аргиллитов и углей с прослоями и линзами песчаников толщиной от 2 до 40 м и углей толщиной 1-2 м. Песчаные пласты верхней толщи часто выклиниваются и замещаются на бо-лее глинистые разности по¬род от алевролитов до аргиллитов и имеют споради-ческий характер распространения. В их основании прослеживаются, как прави-ло, пласты углей. Песчаные пласты выделяются под индексами Ю2, Ю3, Ю4, Ю5 и Ю6. В шлифах песчаники мелко-среднезернистые, гора параллельно и косо-слойчатые, полимиктовые, кварц-полевошпатовые, содержат нередко обильный углефицированный растительный детрит, сидерит. Цемент поровой, порово-базальный глинистый. Аргиллиты углистые, темно-серые, ожелезненные с включениями обугленных растительных остатков.
Мощность свиты 92-214 м.
Васюганская свита
Разрез свиты, вскрыт на полную мощность большинством пробуренных скважин. Залегает с размывом на отложениях тюменской свиты. Свита подраз-деляется на две подсвиты - нижнюю преимущественно глинистую, и верхнюю - глинисто-алевролитно-песчаную. Верхняя подсвита, соответствует по объему горизонту Ю1, в составе которого выделяются два продуктивных песчаных пла-ста Ю13 и Ю12, разделенные углисто-глинистой перемычкой толщиной 2-10 м. По особенностям литофациального строения пласт Ю13 уверенно расчле-няется на три литопачки - песчаные, песчано-алевролитовую и алевролито-глинистую и перекрывается повсеместно слоем угля толщиной от 1 до 5 м. Внутри пласта фиксируется скрытый седиментационный размыв между алевро-лито-глинистой и песчано-алевролитовой пачками, глубина которого достигает верхов разреза нижневасюганской подсвиты. В этой связи отмечается выпадение из разреза пласта отдельных его стратиграфических элементов (литопачек) и весьма сложные их взаимоотношения, как в разрезе, так и в плане.
Толщина пласта Ю13 на месторождении изменяется от 10 до 24 м, в т.ч. литопачек - алевролито-глинистой от 0 до 19 м, песчано - алевролитовой от 0 до 16 м.
Перекрывается пласт глинисто-углистой литопачкой толщиной от 2 до 10 м, сложенной чередованием углей, углистых аргиллитов и аргиллитов, сформированных в оксфордское время в континентальных условиях (фации озер и болот). Вышележащий разрез подсвиты, представлен пластом Ю12. Его верхняя граница соответствует кровле верхневасюганской подсвиты. Лито-логически характеризуется чередованием песчаников и алевролитов мелкозер-нистых, полимиктовых, кварц-полевошпатовых на каолингидрослю-дистом, глинисто-карбонатном цементах. В разрезе пласта встречаются разности песчаников, песчаники на каолин-серицпитовом цементе, прослои углисто-карбонатных пород, мелкие обломки угля в песчаных породах, прослои уг-лефицированных растительных остатков. Пласт не выдержан по литологии, фа-циям и толщине. Выражен в прибрежно-морских, лагунных и континентальных фациях. В целом имеет площадное распространение. Отмечается стратиграфи-ческое выклинивание пласта в разрезе скв.200 (Западно- Крапивинская) и лито-фациальные замещения на углисто-глинистые разности пород в разрезах сква-жин 194, 212 - Крапивинские. Низкие коллекторские свойства пласта, по срав-нению с Ю13, исходя из литофапиального анализа слагающих его пород, обу-словлены, очевидно, их генезисом, резким преобладанием в их составе конти-нентальных фаций по сравнению с прибрежно-морскими, что подтверждается высокой углистостью разреза и низкой степенью отсортированности обломоч-ного материала. Толщина пласта изменяется от 0 до 4.5 м. Мощность нижнева-сюганской подсвиты изменяется от 21 до 38 м, верхневасюганской - составляет 23 - 38 м.
Георгиевская свита
Залегает с локальным размывом на отложениях васюганской свиты. Раз-рез выражен в глинистых, реже песчаных фациях. В целом разрез уплотнен и характеризуется отсутствием в его составе проницаемых разностей пород.
Толщина свиты изменяется от 0 до 3 м.
Баженовская свита
Залегает согласно на георгиевской, реже со следами скрытого седимента-ционного размыва на отложениях верхневасюганской подсвиты. Глубина раз-мыва достигает уровня залегания песчаного пласта Ю13 и угольного пласта межугольной толщи верхневасюганской подсвиты верхней юры. Повсеместно характеризуется глинистым типом разреза.
Толщина свиты 18-27 м.
1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Характеристика продуктивных пластов приводится по четырем показате-лям: толщинам (общей, эффективной и нефтенасыщенной); коллекторским свойствам (проницаемости и открытой порис¬тости); неоднородности (расчле-ненности и песчанистости) и нефтенасыщенности (таблица 2.1).
Промышленная нефтеносность месторождения связана с терригенными отложениями регионально продуктивного горизонта Ю1 - пластами Ю12 над угольной толщи и Ю13 под угольной толщи.
Пласт Ю12 развит практически повсеместно по площади. Пласт Ю12 по своему генезису относится к прибрежно-морским песчаникам и имеет по-кровный характер площадного развития.
В большинстве опробованных скважин притоки безводной нефти соста-вили от 0,2 до 3 м3/сут при динамических уровнях от 534 до 112 м. притоки безводной нефти составили от 0,2 до 3 м3/сут при динамических уровнях от 534 до 112 м. При опробовании в процессе бурения пласта Ю12 при депрессии 14,6 МПа получено 0,2 м3/сут нефти.
Коэффициенты продуктивности скважин низкие, варьируют от 0,07 м3/сут*МПа до 2,51 м3/сут*МПа, составляя в среднем 0,5 м3/сут*МПа. Газовый фактор 24 – 36 м3/ м3. Пластовое давление варьируется – от 26,4 МПа до 27,6 МПа.
Пласт характеризуется следующими показателями неоднородности: средний коэффициент песчанистости 0,868; средняя расчлененность 2,1.
Пласт Ю13 является основным объектом разработки. Особенностями геологического строения залежей нефти данного пласта являются:
• локальное распространение залежей в пределах латерально развито-го (покровного) коллектора;
• значительная изменчивость фильтрационно-емкостных свойств ре-зервуара по разрезу и площади;
• в большинстве скважин установлено закономерное ухудшение фильтрационно-емкостных свойств от кровли к подошве.
Породы верхней части пласта характеризуются довольно высокими фильтрационно-емкостными свойствами (пористость 19,4-22,2% и проницае-мость 12,9-292,4 мД). Развитие пористости, по-видимому, можно связывать непосредственно с деформационными процессами – дробление, катаклазиро-вание зерен и поровым выщелачиванием. Пачка Ю13В породы данного ин-тервала характеризуются низкими коллекторскими свойствами (пористость 0,45 %, проницаемость 2.4 мД).
Таблица 2.1 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Толщина Наименование Пласты
Зоны пласта Ю11-2 Зоны пласта Ю13А Зоны пласта Ю13Б Зоны пласта Ю13В
По пла-сту в целом По пла-сту в целом По пла-сту в целом По пла-сту в целом
Общая Средняя, м 4,4 6 7,56 5,48
Эффективная Средняя, м 2,5 5,7 6,4 4,72
Нефтенасыщенная Средняя, м 2,5 5,7 6,86 4,39
Коэффициент песчани-стости, доли ед. 0,868 0,949 0,886 0,89
Коэффициент расчле-ненностости, доли ед. 2,1 1,29 1,24 1,3
Проницаемость, мкм2*10-3 5,8 119,4 15,22 10,12
Пористость, доли ед. 0,15 0,173 0,153 0,151
Нефтенасыщенность, доли ед. 0,54 0,669 0,603 0,535
Необходимо отметить, что связи с малым количеством проанализиро-ванных скважин полученные результаты имеют информативный характер и мо-гут быть использованы для сравнительной оценки объектов исследований.
1.4 Основные особенности тектонического строения
В региональном тектоническом плане Крапивинское месторождение рас-положено на южном склоне Моисеевского куполовидного поднятия Каймысов-ского свода. В локальном структурном плане по отражающему сейсмогоризон-ту IIа (подошва баженовской свиты) охватывает группу пространственно сбли-женных локальных поднятий, отделенных друг от друга узкими линейными или мульдообразными прогибами амплитудой 15-20 м. Всего насчитывается до че-тырех локальных поднятий, наиболее крупными из которых являются Крапи-винское и Западно-Крапивинское. Мелкие локальные поднятия расположены на погружениях более крупных и характеризуются как малоамплитудные, мало-размерные структуры-спутники месторождения. Единой оконтуривающей сей-смоизогипсы по локальному поднятию не имеют. В тоже время отмечается об-щая закономерность понижения гипсометрии их зеркала складчатости с востока на запад и северо-востока на юго-запад от -2520 до -2640 м. В плане локального поднятия формируют самостоятельную структурную зону, объединяю-щую разноамплитудные складки брахиантиклинального, линейного и куполо-видного типов. Куполовидные антиклинальные складки распространены в юж-ной части месторождения. Всего здесь насчитывается до трех таких форм, рас-положенных на одной структурной линии складок, простирающихся с юго-востока на северо-запад. К брахиантиклинальному типу относится Крапивин-ское локальному поднятию.
Крапивинская брахиантиклиальная складка простирается с юга на север, имеет размеры 18,5*5-9 км и амплитуду 80 м по оконтурирающей сейсмо-изогипсе -2600 м. Складка асимметричная, восточное крыло по отношению к западному более крутое и короткое. Структура представляется многокуполь-ной. Мелкие складки, осложняют сводовую поверхность бранхиантиклиналями и ее периклинальные окончания. В плане они отдельными рядами диагонально рассекают структуру с юго-запада на северо-восток, в каждой из которой насчи-тывается от 2 до 4 складок. Западное крыло брахиантиклинали, кроме того, осложнено узкими и глубокими заливообразными прогибами (в виде мульд) и структурными выступами. Мелкие складки имеют обычно изометричную, ли-нейную или треугольную форму очертаний. Западно-Крапивинское локальное поднятие расположено на юго-западном погружении Крапивинской брахисклад-ки и отделяется от нее межструктурным понижением, состоящим из линейного прогиба и мульды амплитудой 15-20 м.
1.5 Нефтегазоносность
Промышленная нефтеносность разреза связывается с двумя песчаными пластами горизонта Ю1 васюганской свиты - Ю12 и Ю13 , разделенных углисто-глинистой перемычкой толщиной от 2 до 10м. Пласты неоднородные, не вы-держаны по мощности, литологии и фациям, коллекторским свойствам, продук-тивности. В плане залежи по пластам не имеют замкнутого контура нефтеносно-сти на одну ловушку, пространственно и структурно обособляются в виде само-стоятельных локальных залежей со сложными, смешанным типом экранирова-ния, в т.ч. структурным, литологическим, стратиграфическим. Месторождение относится к многопластовым, нефтяным. По соотношению контуров залежей классифицируется как многоконтурное. Основные балансовые (промышленные) запасы нефти (около 80%) сконцентрированы в пласте Ю13, который характери-зуется распространением в его составе разнодебитных, высокопроницаемых, среднепроницаемых и низкопроницаемых типов коллекторов. Пласт Ю12 представляется как низкодебитный, низкопроницаемый, маломощный и низко-продуктивный.
Ниже приводится характеристика месторождения раздельно по залежам пластов Ю12 и Ю13 .
По пласту Ю12 месторождение обособляется в виде двух залежей. Пер-вая (основная) Крапивинская залежь и вторая, Западно-Крапивинская сопряже-ны одноименными локальным поднятием. Крапивинская залежь залегает в ин-тервале -2525 -2595 м. Имеет размеры 19,5*5-9,5 км и амплитуду порядка 65-70 м. Нефтенасыщенная толщина пласта не превышает 4,6 м.
Промышленные притоки нефти получены в 12 поисково-разведочных скважинах. Дебиты скважин невысокие, изменяются от 0,5 до 12 м3/с при сред-нем значении 3 м3/сутки. Залежь Ю12 низкопродуктивная, пластовая сводовая, литологически экранированная. Ее границы не установлены, ВНК принимается условно на -2595 м по нижней границе нефтенасыщения пласта. Западно-Крапивинская залежь представляется прогнозной. Здесь пробурен ряд скважин, но объект не испытан.
По материалам ГИС пласт в скв. 220 нефтенасыщенный, в скв.221 -водонасыщенный и в скв. 200 отсутствует, вследствие стратиграфического вы-клинивания.
По пласту Ю13 геологическая модель месторождения значительно усложняется, количество нефтяных залежей увеличивается до трех, прослежи-вается сложный характер их экранирования. Геометрия залежей определяется не только структурным, но и литологическим, стратиграфическим, гидродинами-ческим факторами. Здесь выделены залежи А, Б, В. Ниже приводится краткая характеристика нефтеносности месторождения раздельно по залежам пласта Ю13.
Залежь А - расположена в северо-западной части проектируемой площа-ди (район скв. №208, 190, 204), залегает в интервале -2575 - 2642 м. Размеры 18,5*4 км, высота 75 - 80 м. Промышленные притоки нефти получены в 9 сква-жинах. Дебиты нефти в нефтяной зоне пласта изменяются от 33 до 230 м3/сутки, закономерно увеличиваясь с юга на север. Залежь пластовая сводовая, литоло-гически и капиллярно-экранированная. Гипсометрия ВНК по результатам под-счета запасов 1992г. принимается на - 2605 -2642 м и представляется наклон-ным с северо-востока на юго-запад.
Это наиболее высокопродуктивная из всех описываемых залежей.
Залежь Б - приурочена к Западно-Крапивинскому локальному поднятию. Залегает в интервале а.о. -2590 - 2645 м. Размеры 12*2 – 6,5 км, высота 40-55 м. Пластовая присводовая, стратиграфически экранированная. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 10 (скв.221) до 16 м (скв.220). Дебиты скважин (по нефти) составляют: скв. 222 - 31.2 м3/ сутки, скв. 223 - 34 м3/сутки, скв.220 - 11.5 м3/сутки и скв.221 -7.8 м3/сутки. ВНК принимается на -2645 м с учетом ре-зультатов испытания скв.221.
Залежь В - расположена в юго-восточной части месторождения в районе скв. 197. Залегает в интервале -2559 -2600 м, имеет размеры 6,5*5 км и высоту 40 м. Характеризуется сложным типом экранирования, классифицируется как пластовая сводовая, стратиграфически и капиллярно-литологически экрани-рованная. Нефтенасыщенная толщина пласта по единичной внутриконтурной скв. 197 оценивается в 4.6 м. В разрезе пласта получен фонтанный приток нефти дебитом 5,7 м3/сутки. Геометрия ВНК залежи не установлена и условно принимается на -2600 м. Залежь представляется слабоизученной и требует до-полнительного изучения бурением с уточнения геометрии, и подтверждения за-пасов категории С2.
1.6 Физико-химические свойства нефти, воды и растворенного газа
Анализ имеющегося материала показывает, что все нефти обладают низким газосодержанием и, следовательно, низким давлением насыщения и объемным коэффициентом. Газонасыщенность нефти изменяется в одних и тех же пределах (17 - 37 м3/т).
Диапазон изменения плотности поверхностных проб нефти достаточно широк. При этом наблюдается неплохое соответствие между анализами глубинных и поверхностных проб.
Наблюдается довольно отчетливая связь между содержанием асфаль-тенов и глубиной. Пользуясь этой зависимостью, можно прогнозировать качество нефтей запасов категории С2. Характеристика нефти представлена в таблице 2.2, а компонентный состав газа в таблице 2.3.
