Основная часть

Основная часть

В административном отношении Ново-Запрудненское месторождение расположено в пределах Кинельского района Самарской области, в 50 км к северо-востоку от областного центра г. Самара. Район месторождения обустроен: имеются необходимые водопроводы, линии связи и линии электропередач, газопроводы и нефтепроводы.

Разработку Ново-Запрудненского месторождения осуществляет ПАО «Самаранефтегаз».

Ново-Запрудненское месторождение в орогидрографическом отношении приурочено к водоразделу рек Сок и Большой Кинель, расчлененному овражно-балочной сетью.

Местность имеет сильно расчлененный характер с широко развитой овражно-балочной сетью. Общий рельеф местности довольно холмистый. Абсолютные отметки достигают значений 65 – 70 м. На территории площади протекает речка Запрудовка, постоянный водоток которой обеспечивается наличием многочисленных водоносных горизонтов в пермских и четвертичных отложениях. Ширина русла реки достигает 2 - 3 м, редко 4 – 5 м. Глубина 15 – 30 см, а в паводки достигает 1 м. Воды данной речки используются при бурении скважин, а также при заводнении в процессе разработки нефтяных залежей.

Район является сельскохозяйственным, относиться к лесостепной зоне. Климат резко континентальный.

Вблизи Ново-Запрудненского месторождения находятся Алакаевское, Хилковское, Криволукское, Репьевское нефтяные месторождения.

В региональном тектоническом плане Ново-Запрудненское месторождение по поверхности кристаллического фундамента расположено в пределах северной бортовой части Бузулукской впадины, а по отложениям нижнего карбона приурочено к крайней северо-восточной части Жигулевского свода и внешней прибортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов.

Давая обобщенную характеристику Ново-Запрудненской структуре, следует отметить, что наиболее выражено она фиксируется по девонским терригенным отложениям. Вверх по разрезу происходит ее постепенное выполаживание, сопровождающееся в ряде случаев делением ее на отдельные более мелкие купола. Тем не менее, они всегда образуют единую складку, для которой характерно хорошее совпадение структурных планов и сохранение пространственной ориентировки и своих очертаний.

Ново-Запрудненское месторождение относится к числу наиболее крупных и высокопродуктивных в Самарской области. Месторождение состоит из трех участков (поднятий): Ново-Запрудненское, Аульское и Сколковское.

Промышленная нефтеносность установлена в 14 пластах-коллекторах:

А₀^’- каширский горизонт; А₀- каширский горизонт (московский ярус); А₄ – башкирский ярус; А₆ – серпуховский ярус; Б₀ – тульский горизонт; Б_2,Б₃ – бобриковский горизонт; В₁ – кизеловский горизонт турнейского яруса; Дк’, Дк – тиманский горизонт; ДI’, ДI, ДII’, ДII – пашийский горизонт.

Воды пластов ДК и ДК', как и воды других пластов терригенного девона, относятся к высокометаморфизованным рассолам с низкой первой соленостью (~ 54-58 %·экв.). Воды практически безсульфатны.

Характеристика нефти и газа составлена по данным исследования семи глубинных проб из скважин №№ 20, 22, 25 (три), 51 (две), и 10 поверхностных проб из 4 скважин из пласта ДII. Свойства нефти и газа пласта ДII' приняты по аналогии с пластом ДII.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,757 г/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 8,90 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 93,5 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,27·мПа·с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,834 г/см³, газосодержание 78,2 м³/т объемный коэффициент 1,205, динамическая вязкость разгазированной нефти 6,88 мПа·с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,13 %), смолистая (6,56 %), парафинистая (4,11 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 ⁰С – 51 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 7,34 %, метана 42,64 %, этана 24,40 %, пропана 17,29 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 25,23 %, гелия 0,077 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,002.

Содержание кальция в их составе достигает 849,5-1027,0 моль/м³, магния 136,6-211,6 моль/м³, брома 1260-1340 мг/л. Плотность вод изменяется от 1184 до 1198 кг/м³, минерализация от 260,6 до 287,5 г/л. Вязкость определена равной 1,0 мПа×с для пластов ДК' и ДК, 1,005 мПа×с для пласта ДI’и 1,010 мПа×с для пластов ДI, ДII' и ДII. Объемный коэффициент для всех пластов пашийского горизонта равен 1,012, для пластов ДК' и ДК – 1,011.

В целом следует отметить, что воды всех продуктивных пластов на рассматриваемом месторождении по характеристике В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу.

⇐ Предыдущая 1 234 Следующая ⇒