В дальнейшем, после бурения скв.№ 13 и переинтерпретации новых сейсмических данных Управлением Геологии в 1998г. представлен новый вариант геологического строения, согласно которому месторождение разбито на два блока, разделенные друг от друга малоамплитудным (60м) сбросом. В результате чего площадь нефтенасыщенного блока уменьшилась (рис ).
Промышленная нефтеносность Борисовского месторождения связана с отложениями семилукского и саргаевского горизонтов. Подсолевые залежи вскрыты скв.№№ 4, 6, 11. В скв.№ 4 при испытании в колонне семилукских и саргаевских отложений в интервалах 2726-2734м (-2580 - -2588м), 2746-2760 м (-2600 - -2614м) получен приток нефти 2,4 м3/сут, при Нср.д.- 775м.
В скв.№ 6 при испытании саргаевских отложений в интервале 2704-2707м (-2548 - -2551м) получен фонтанный приток нефти дебитом 10 м3/сут. Пластовое давление на глубине 2690м – 29,8МПа, а при испытании семилукских отложений в интервале 2676-2693м (-2520 - -2537м) получен фонтанный приток нефти дебитом 15 м3/сут на 4мм штуцере. Пластовое давление на глубине 2670м – 29,6МПа.
В скв.№ 11 из саргаевских отложений из интервала 2788-2781м (-2628 - - 2621м) получен приток нефти дебитом 10 м3/сут при Нср.д.=1200м, а при испытании семилукских отложений в интервале 2754-2774м (-2594 - - 2614м) получен приток нефти дебитом 69 м3/сут.
В скв.№ 12 из саргаевского горизонта в интервале 2808-2820м получен приток пластовой воды дебитом 4,3 м3сут, а из семилукского горизонта из интервала 2792-2796м - приток пластовой воды дебитом 3,6 м3/сут.
Результаты испытаний и опробования скважин приведены в таблице.
2.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств
продуктивных пластов и их неоднородности
Продуктивными на Борисовском месторождении являются семилукские и саргаевские отложения. Пласты-коллекторы продуктивных горизонтов представлены доломитами различной степени пористости, кавернозными, слабоглинистыми (2-5%), участками нефтенасыщенными. Крупные каверны и поры зачастую заполнены призматическим ангидритом, реже галитом, что ухудшает емкостные свойства доломитов. Пласты-коллекторы, выделенные по данным ГИС в скв. №№ 4, 6, 11 и 12, хорошо коррелируются, выдержаны, имеют примерно равную толщину и близкие емкостные характеристики. Отмечается незначительное уменьшение толщины пластов-коллекторов к головной части блока. Пористость по лабораторным определениям изменяется от 0,7 до 13,7%, по шлифам – 3-5%. Эффективная емкость коллектора представлена вторичными порами и кавернами выщелачивания.
По условиям залегания выявленные залежи нефти относятся к пластовым, тектонически ограниченным на юго-западе и востоке, на севере ограничены контуром нефтеносности, принятым на отметке – 2629м (по подошве последнего нефтенасыщенного пласта в скв.№ 11, давшей безводный приток нефти).
2.3 Свойства и состав нефти, газа и воды
Физико-химические свойства нефти изучались по глубинным пробам из скв.№ 6 и поверхностным пробам из скв.№№ 4 и 6.
Пластовая нефть характеризуется невысокими значениями давления насыщения (7,6 МПа). Плотность нефти в пластовых условиях 0,762 г/см3, вязкость пластовой нефти при давлении 29,41 МПа составляет 1,29 мПа×с, газосодержание 95,2 м3/т. Объемный коэффициент, определенный при дифференциальном разгазировании, составляет 1,234.
Плотность сепарированной нефти 0,8328-0,8459 г/см3. Вязкость при 20оС составляет 7,28-31,82 мПа×с. Нефть малосернистая (0,24-0,48%), смолистая (4,76-10,51%), парафинистая (5,23-6,60%). Объемный выход фракций до 300оС – 46%.
Пластовые воды семилукской и саргаевской залежей нефти являются высокоминерализованными хлоркальциевыми рассолами. Диапазон изменения и средние величины общей минерализации и плотности вод, а также содержания основных компонентов приведены в таблице 1.1.
Динамическая вязкость рассолов в начальных пластовых условиях составляет 1,153-1,367 × 10-3 Па×с (в среднем 1,269 × 10-3Па×с).
2.4 Запасы нефти и растворенного газа
Подсчет запасов нефти и растворенного газа произведен по семилукской и саргаевской залежам объемным методом Тематической партией треста «Белнефтегазразведка» по состоянию на 01.01.86г.
В целом по месторождению начальные запасы нефти составили:
категория С1:
балансовые – 1879 тыс.т
извлекаемые – 751 тыс.т
В 1995 году месторождение передано на баланс ПО «Белоруснефть». Были проведены исследования коллекторских свойств в скв.№ 6. В результате исследования отложений саргаевского горизонта коэффициент продуктивности составил 0,94 м3/сут×МПа, гидропроводность – 1,84 мкм2×см/мПа×с, проницаемость 0,005 мкм2 соответственно. В связи со слабыми гидродинамическими характеристиками месторождения был пересчитан явно завышенный коэффициент нефтеизвлечения, который составил 0,307. На основании этого Управлением Геологии ПО «Белоруснефть» в 1998 году была дана оценка запасов, которые составили:
категория С1:
балансовые – 1126 тыс.т
извлекаемые – 345 тыс.т
Запасы нефти Борисовского месторождения относятся к трудноизвлекаемым.
В результате оценки начальные извлекаемые запасы уменьшились на 54%, коэффициент нефтеизвлечения на 23%, площадь на 39,9%, остальные подсчетные параметры изменились незначительно.
Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти, числящихся на Государственном балансе и оцененных Управлением Геологии на 01.05.98г. представлены в таблице 1.2.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.