Горизонт вскрыт 10 разведочными скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х) и 3 структурно-поисковыми скважинами (24, 27, 49). По результатам корреляции горизонт делится на 2 пласта А и Б.
Пласт А. Вскрыт 10 разведочными и 3-мя структурно-поисковыми скважинами. По данным ГИС нефтенасыщенные коллектора установлены в 6 скважинах (BSK1Х, BSK4Х, BSK7Х, BSK8Х BSK23 и 49), в 3 скважинах BSK-2Х, BSK-3Х и 24 коллектора водонефтенасыщенные, одна скважина (27) за пределами контура, в остальных скважинах коллектора фациально замещены.
Продуктивность пласта доказана опробованием в 4 скважинах: BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-7Х и BSK-8Х.
Сбросами F, F1 и f пласт делится на 3 блока. Продуктивными являются I и II блоки. На III блоке коллектора водонасыщены.
Залежь I блока представляет собой полусвод, тектонически экранированный с востока сбросом F1. Прямой контакт нефть-вода по каротажу не установлен. Среднее значение между нижними отметками нефти и высокой отметкой воды по ГИС минус 354,4м. Принятый ВНК по пласту А минус 354,4м, что также не противоречит данным опробования.
Абсолютная минимальная отметка кровли коллектора в своде минус 292,5м, высота залежи - 61,9м, размеры залежи в пределах контура нефтеносности 1,43 х 5,25км.
В пределах блока II пласт А нефтенасыщен по ГИС только в скважине BSK-8Х до минус 367,7м. Вода в скважине не выявлена. Опробованием в скважине получена чистая нефть. Условный контур нефтеносности принят на глубине минус 367,7м, т.е. по нижней отметке нефти по ГИС в скважине BSK8Х. Абсолютная минимальная отметка кровли коллектора в своде - минус 360,2м, высота залежи 7,5м. Запасы пласта А оценены по категории С2. Площадь нефтеносности 3723тыс. м2.
Пласт Б. Вскрыт 10 разведочными и 2-мя структурно-поисковыми скважинами (24, 27). По результатам ГИС нефтенасыщенные коллектора установлены в 2 скважинах (BSK - 1Х и BSK-5Х), в 5 скважинах BSK-3Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-25Х и 27 коллектора водонасыщенные, в остальных скважинах коллектора фациально замещены.
При опробовании пласта в скважине BSK-1Х получены незначительные притоки нефти.
Сбросами F, F1 и f пласт Б делится на 3 блока. Продуктивным является I блок. На других блоках коллектора водонасыщены.
Залежь I блока представляет собой полусвод тектонически-экранированный с востока сбросом F1. Прямой контакт нефть-вода по каротажу не установлен. ВНК принят по нижней отметке нефти в скважине BSK5Х на глубине минус 358м.
Абсолютная минимальная отметка кровли коллектора в своде минус 347,9 м, высота залежи - 10,1 м, размеры залежи в пределах контура нефтеносности - 0,38 х 2,0км. Запасы пласта А оценены по категории С2. Площадь нефтеносности по горизонту - 902тыс. м2.
Нижнетриасовый горизонт T1-III является основным продуктивным горизонтом. При бурении горизонт вскрыт 10 разведочными скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х) и 2 - мя структурно-поисковыми скважинами (24, 27).
По комплексу ГИС нефтенасыщенные коллектора установлены в 7 скважинах (1Х, 4Х, 5Х, 7Х, 23Х, 25Х и 25) и в 5 скважинах 2Х, 3Х, 8Х, 12Х, 24 коллектора водоносные.
Продуктивность горизонта доказана опробованием в 7 разведочных скважинах (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х).
В пределах горизонта выделяются три самостоятельные залежи, расположенные на разных блоках, ограниченные тектоническими нарушениями.
В пределах I блока залежь представляет полусвод субмеридонального простирания, ограниченный с востока и юго-востока сбросом F1 и с запада сбросом f. Горизонт нефтенасыщен по ГИС в 7 (BSK-1Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-23Х, BSK-25Х) скважинах, нефтеводонасыщен 3 скважинах (BSK-2Х, BSK-3Х, 24).
Прямой контакт нефть - вода по каротажу не установлен. ВНК принят на абсолютной отметке минус - 407,5 м, как среднее значение между нижний отметкой нефти и высокой отметкой воды по ГИС, что подтверждается опробованием.
Абсолютная отметка кровли коллектора в своде минус 342,7м, высота залежи 64,8м, размеры залежи в пределах контура нефтеносности 1,75х 6,75км.
В пределах II блока в залежь пластовая, тектонически экранированная с северо-востока разрывным нарушением сбросом f. Горизонт нефтеводонасыщен в 2 скважинах BSK8Х и BSK12Х.
ВНК принят на абсолютной глубине минус 401,2 м, по высокой отметке воды по ГИС в скважине BSK8Х, что не противоречит данным опробования.
Абсолютная отметка в своде минус 386,0 м, высота залежи 15,2м., размеры в пределах принятого ВНК 0,65х1,25км.
Залежь III блока пластовая, тектонически экранированная с востока сбросом F. Горизонт нефтенасыщен по ГИС только в скважине 27 до минус 418,6м. Вода в скважине не выявлена. Скважина не опробована.
Условный контур нефтеносности (УКН) принят на отметке минус 418,6м, т.е. по нижней отметке нефти по ГИС в скважине 27.
Абсолютная минимальная отметка коллектора в своде минус 404м, высота залежи 14,6м, размеры в пределах принятого контура нефтеносности 0,15х1,2км.
Площади нефтеносности горизонта составляют по категории С1 7834тыс. м2, по С2 - 3268тыс. м2.
Верхнепермский горизонт P2s1
В процессе разведочного бурения горизонт вскрыт всеми 10 скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х), из них в 2 скважинах (BSK-4Х и BSK-23Х) горизонт нефтеносен, в одной скважине BSK-25Х водоносен. В остальных скважинах коллектора фациально замещены.
Залежь в пределах горизонта имеет форму полусвода, экранированного с востока сбросом F1.
Прямой контакт нефть - вода не установлен. ВНК принят на абсолютной отметке минус 420,5 м., как среднее значение между нижний отметкой нефти и высокой отметкой воды по ГИС. Опробование в скважинах не проведено.
Минимальная абсолютная отметка в своде минус 392,1 м. (BSK-4Х), высота залежи 27,9м. При принятом ВНК размеры залежи составляют 1,1х4,75 км. Запасы отнесены к категории С2. Площадь нефтеносности горизонта 1557тыс. м2.
Верхнепермский горизонт P2s2
Горизонт вскрыт всеми 10 разведочными скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х), из них 3 скважины (BSK-1Х, BSK-4Х, BSK-7Х) нефтенасыщены, а 1 скважина (BSK-25Х) водонасыщена. В остальных скважинах коллектора фациально замещены.
Залежь в пределах горизонта имеет форму полусвода, экранированного с востока сбросом F1 и крутым склоном соли.
Прямой контакт нефть-вода не установлен. Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке минус 444,3 м, как среднее значение между нижний отметкой нефти и высокой отметкой воды по ГИС. Опробование в скважинах не проведено.
Минимальная абсолютная отметка в своде минус 404,1 м, высота залежи 40,2 м. При принятом ВНК размеры залежи составляют 1,1х5,2 км.
Запасы отнесены к категории С2. Площадь нефтеносности горизонта 2688тыс. м2.
Верхнепермский горизонт P2s3.
Горизонт вскрыт всеми 10 разведочными скважинами (BSK-1Х, BSK-2Х, BSK-3Х, BSK-4Х, BSK-5Х, BSK-7Х, BSK-8Х, BSK-12Х, BSK-23Х, BSK-25Х), из них 2 скважины (BSK1Х, BSK23Х) нефтенасыщены. В остальных скважинах коллектора фациально замещены.
Залежь в пределах горизонта имеет форму полусвода, экранированного с востока крутым склоном соли.
Прямой контакт нефть - вода не установлен. Вода в скважине не выявлена. Условный контур нефтеносности (УКН) принят на отметке минус 532,2м, т.е. по нижней отметке нефти по ГИС в скважине BSK1Х. Опробование в скважинах не проведено.
Минимальная абсолютная отметка в своде минус 476,5 м, высота залежи - 55,7м, размеры залежи составляют 1,1х 4,63км.
Запасы отнесены к категории С2. Площадь нефтеносности горизонта - 3872тыс. м2.
1.1 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородность
Общие эффективные, нефтенасыщенные толщины определены по комплексу ГИС с учетом результатов исследований кернового материала и данных опробования
Характеристика коллекторских свойств приведена по анализам кернового материала, ГИС и по результатам опробования и гидродинамических исследований.
Ниже приводится характеристика по продуктивным горизонтам и пластам.
Нижнетриасовый горизонт T1-II, пласт А.
Литологически горизонт представлен переслаиванием разнозернистых полимиктовых песков, песчаников, алевролитов, в разной степени насыщенных нефтью, и глин.
Общая толщина пласта колеблется от 7 м до 19м, при среднем значении 13,4м, эффективная от 0,9м до 8,7м при среднем значении 3,4м, нефтенасыщенная от 0,7м до 8,4м при среднем значении 3,4м.
Пласт состоит от 1 до 3 пропластков-коллекторов, характеризуется расчлененностью в среднем 1,7 и коэффициентом песчанистости 0,301д. ед.
Анализами керна горизонт освещен в одной скважине BSK-3X, по данным которых открытая пористость составляет 0,239 д. ед., насыщенность 0,034 д. ед, проницаемость - 0,350 д. ед. По данным ГИС коэффициент пористости в среднем 0,273д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,649д. ед.
Нижнетриасовый горизонт T1-II, пласт Б.
Литологически горизонт представлен переслаиванием разнозернистых полимиктовых песков, песчаников, алевролитов в разной степени насыщенных нефтью и глин.
Общая толщина пласта колеблется от 5м до 10м, при среднем значении 7,3м, эффективная от 0,8м до 3,2м при среднем значении 1,8м, нефтенасыщенная от 1,7м до 3,2м при среднем значении 2,4м.
Пласт состоит от 1 до 2 пропластков-коллекторов, характеризуется коэффициентом расчлененности 1,3 и коэффициентом песчанистости 0,259д. ед.
По данным ГИС средневзвешенный коэффициент пористости 0, 209д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,541д. ед.
Нижнетриасовый горизонт T1-III.
Литологически горизонт представлен переслаиванием разнозернистых полимиктовых песков, песчаников, алевролитов в разной степени насыщенных нефтью и глин.
Общая толщина пласта колеблется от 27м до 32м, при среднем значении 30,1м, эффективная от 5,9м до 17,5м при среднем значении - 11,5м, нефтенасыщенная от 4,4м до 16,9м при среднем значении 10,4м.
Горизонт состоит от 2 до 8 песчаных пропластков-коллекторов, отделенных глинистыми разделами, характеризуется средней расчлененностью 4 и коэффициентом песчанистости 0,380 д. ед.
Нефтенасыщенные толщины по площади, как блоков, так и горизонта в целом распределяются неравномерно. Зоны максимальных толщин выделяются в блоке I (в районе скважин BSK-1Х, BSK-2Х).
По керну по представительным образцам открытая пористость в среднем составляет - 0,233 д. ед, нефтенасыщенность 0,123 д. ед., средняя проницаемость 0,309 мкм2.
По данным ГИС в среднем коэффициент пористости 0,272 д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,672д. ед.
Верхнепермский горизонт P2s1.
В строении горизонта участвуют разнозернистые алевролиты, песчаники и аргиллиты, глины и, реже, в виде прослоев, встречаются известняки, конгломераты, ангидриты.
Общая толщина горизонта изменяется от 6,0м до 10м, средняя 7,8 м. Эффективная толщина изменяется от 0,9 до 2,2 м в среднем 1,7 м, нефтенасыщенная варьирует в пределах от 0,9 м (BSK4Х) до 1,9 (BSK23Х), в среднем 1,4 м.
Горизонт представлен 1 пластом - коллектором, Коэффициент песчанистости равен 0,237д. ед.
Горизонт анализами керна не освещен. По данным ГИС в среднем коэффициент пористости равен 0, 193 д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,584д. ед.
Верхнепермский горизонт P2s2.
Литология горизонта представлена аргиллитами, алевролитами, песчаниками, глинами и, реже, в виде прослоев, встречаются известняки, конгломераты, ангидриты.
Общая толщина горизонта изменяется от 6м до 10м, средняя 7,4 м. Эффективная толщина изменяется от 1,6 до 3,3 м, в среднем равняясь 2,4 м, нефтенасыщенная толщина варьирует от 1,6 м. до 3,3 м., в среднем 2,6 м.
Горизонт представлен 1-2 пластами-коллекторами и характеризуется коэффициентом расчлененности 1,5 и коэффициентом песчанистости 0,324д. ед.
Горизонт анализами керна не освещен. По данным ГИС в среднем коэффициент пористости равен 0,295д. ед., коэффициент нефтенасыщенности 0,679д. ед.
Верхнепермский горизонт P2s3. Литологически горизонт представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами, глинами и, реже, в виде прослоев, встречаются известняки, конгломераты, ангидриты.
Общая толщина горизонта изменяется от 3,0м до 12м, средняя 6,3 м. Эффективная толщина изменяется от 1,9 до 3,8 м в среднем 2,9 м, нефтенасыщенная толщина варьирует от 1,9 м (BSK1Х) до 3,8. (BSK23Х), в среднем равняясь 2,9 м.
Горизонт представлен 1-4 пластами-коллекторами и характеризуется коэффициентом расчлененности 2,5, коэффициентом песчанистости 0,475д. ед.
Горизонт анализами керна не освещен.
По данным ГИС в среднем коэффициент пористости равен 0,177д. ед., коэффициент нефтенасыщенности - 0,554д. ед.
В поверхностных условиях отобраны и проанализированы 8 проб нефти при опробовании скважин в период разведки. Поверхностные пробы отбирались у устьев скважин и приемной емкости после сепарации.
Исследование нефти проводилось в период разведочных работ в Испытательной лаборатории НИИ АО "СНПС - Актобемунайгаз". Исследованы нефти только нижнетриасовых отложений. Нижнепермские горизонты пробами не освещены.
Нижнетриасовый горизонт Т1 II.
Горизонт состоит из 2-х пластов А и Б. Самостоятельно пласты пробами не освещены. Пласт А совместно с горизонтом Т1-III освещен 3-мя пробами из скважины BSK-2Х, пласт Б также совместно с горизонтом Т1-III освещен 2-мя пробами из скважины BSK-1Х.
Нижнетриасовый горизонт Т1 - III.
По горизонту имеются 2 пробы нефти, отобранные из скважин BSK-4Х и BSK-7Х блока I и одна проба из скважины BSK-8Х блока II, в которых опробование проведено самостоятельно.
Плотность нефти по скважинам блока I изменяется от 0,875до 0,908г/см3 и в среднем составляет 0,893г/см3, кинематическая вязкость при 20°С варьирует от 39,4 до 122 см2/с, составляя в среднем 78,8 см2/с, при 40°С от 36,3 до 48,6 см2/с в среднем равняясь 50,7 см2/с.
Из группового углеводородного состава определено содержание парафина и серы. Содержание парафина изменяется от 0,39 до 1,55%мас и в среднем составило 0,93%мас, серы колеблется от 0,34 до 1,7%мас и в среднем составило 0,71%мас. По свойствам и составу нефти блока являются тяжелыми, высоковязким, малопарафиновыми и сернистыми. Углеводородный состав нефти не определялся.
Нефть блока II (по пробе из скважины BSK-8Х) по данным лабораторных анализов относится к очень тяжелым (0,922г/см3), высоковязким (99,5 см2/с при 40°С), сернистым (0,7%мас) и парафиновым (1,5%мас).
По данным фракционного состава определен выход фракций с
200°С до 300°С.
Основным элементом погружного винтового насоса (ПВН) является червячный винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля. В пределах каждого шага винта между ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные жидкостью и перемещающиеся вдоль оси винта. Приводом служит такой погружной электродвигатель (ПЭД), как и для погружного центробежного электронасоса (ПЦЭН), с частотой вращения, вдвое меньшей. Это достигается такими соединениями и укладкой статорной обмотки двигателя, что создается четырехполюсное магнитное поле с синхронной частотой вращения 1500 мин-1.
Если для ПЦЭН увеличение частоты вращения улучшает эксплуатационные характеристики насоса, то для ПВН, наоборот, желательно уменьшение частоты вращения вала, так как в противном случае увеличивается износ, нагрев, снижается к. п. д. и другие показатели. Внешне ПВН мало отличается от ПЦЭН.