Подготовка нефти к транспортировке

ВВЕДЕНИЕ

На начальном  этапе разработки  нефтяных  месторождений,  как  правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих  скважин  практически  без  примеси воды. Однако на  каждом  месторождении  наступает  такой  период,  когда  из пласта вместе с нефтью поступает  вода  сначала  в  малых,  а  затем  все  в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин  различных  месторождений, могут значительно отличаться по химическому и  бактериологическому  составу. При извлечении смеси нефти с пластовой водой  образуется  эмульсия,  которую  следует рассматривать как механическую смесь двух  нерастворимых  жидкостей,одна из которых распределяется в объеме  другой  в виде  капель  различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта  в  связи  с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости.

      Присутствие агрессивных водных  растворов минеральных солей  приводит  к быстрому  износу  как  нефтеперекачивающего,  так  и  нефтеперерабатывающего оборудования.

      Легкие  фракции  нефти  (углеводородные  газы  от  этана  до  пентана) являются ценным сырьем химической  промышленности,  из  которого  получаются такие  продукты,  как  растворители,  жидкие   моторные   топлива,   спирты,синтетический каучук, удобрения, искусственное волокно и другие  продукты органического  синтеза,  широко  применяемые   в   промышленности.   Поэтому необходимо стремиться  к  снижению  потерь  легких  фракций  из  нефти  и  к

сохранению  всех углеводородов, извлекаемых  из  нефтеносного  горизонта  для последующей их переработки.

   Наличие  в  нефти  механических  примесей  (породы  пласта)   вызывает абразивный   износ   трубопроводов,    нефтеперекачивающего    оборудования, затрудняет переработку нефти, образует отложения в  холодильниках,  печах  и теплообменниках, что приводит  к  уменьшению  коэффициента  теплопередачи  и быстрому выходу их из строя. Механические примеси  способствуют  образованию трудноразделимых эмульсий.

      Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и  раствора  в воде приводит к усиленной коррозии  металла  оборудования  и  трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсии, затрудняет переработку нефти.  Количество минеральных солей, растворенных в воде,  отнесенное  к  единице  ее  объема, называется общей минерализацией.

      При  соответствующих  условиях  часть  хлористого  магния   (MgCl) и хлористого кальция (CaCl), находящихся в пластовой воде,  гидролизуется  с образованием соляной кислоты. В результате разложения  сернистых  соединений  при переработке нефти образуется сероводород,  который  в  присутствии  воды вызывает усиленную коррозию  металла.  Хлористый  водород  в  растворе  воды  также разъедает металл. Особенно интенсивно  идет  коррозия  при  наличии  в воде  сероводорода  и  соляной  кислоты.  Требования  к  качеству  нефти   в некоторых случаях довольно жесткие: содержание солей не более  40  мг/л  при наличии воды до 0,1%.

Эти и  другие причины указывают на необходимость  подготовки нефти к транспорту.

Целью курсового  проекта является анализ подготовки нефти на УППН «ГОЖАН»

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 Общие сведения о  месторождении

    Шагиртско-Гожанское месторождение расположенное на юге Пермского края Куединского района в 250 км от областного центра (г. Пермь) и в 25 км от районного (пос. Куеда). На территории месторождения расположены населенные пункты: сёла Старый Шагирт, Гожан и дер. Новый Шагирт. Ближайшая ж/д станция – Куеда, горьковской ж/дороги. В 10 км севернее месторождения проходит автомобильная дорога Куеда – Большая Уса с гравийным покрытием. Южную часть месторождения пересекает асфальтированная автомобильная дорога.    Чернушка – Куеда – Москудья   

     Населенные пункты  соединяются  между собой грунтовыми  дорогами. Для обеспечения круглогодичной  транспортной связи объектов  обустройства  месторождения между  собой и с базами обслуживания  построены подъездные автомобильные  дороги 4 категории с асфальтным  покрытием к Шагиртской и Гожанской площадям, вахтовому поселку, подстанции и населенным пунктам Гожан и Старый Шагирт, протяженностью 30,6 км. Для подъезда к ГЗУ и кустам скважин проложены автомобильные дороги 5 категории с гравийным покрытием общей протяженностью 64 км.

   В орографическом отношении  площадь представляет собой всхолменную равнину, понижающуюся с севера (с отметки 259 м ) на водоразделе рек Шагирт и Тынбай на юг (до + 105 м ) в урезе реки Шагирт.

   В гидрогеографическом отношении  месторождение находится в бассейне  правых притоков рек Буй, к  которым относятся реки: Сава  и Шагирт с притоком р Тынбай.

   Источником производственно  противопожарного водоснабжения  служит магистральный водовод  Буй - Гожан. Для хозяйственно-питьевых нужд используются две артезианские скважины, пробуренные на отложения шешминского горизонта. Обеспечение месторождения электроэнергией осуществляется от подстанции  110 /35 кВ. «Гожан».

Существующие промысловые  объекты сбора и подготовки, транспорта нефти и газа, водоснабжения и  канализации оснащены необходимыми средствами КИП, автоматики, телемеханики и связи.

Предусмотрены мероприятия  по снижению вредного воздействия на  окружающую среду.

Первые сведения о геологическом  строении района дал А.А. Штукенберг при составлении 127 листа десятиверстной геологической карты европейской части России в 1884-1987 гг.Более детальное изучение геологического строения месторождения началось  с  1943  года,  когда  геологической  съемкой  масштаба   1 :50000 и 1 : 20000  была охвачена площадь среднего Приуралья.В 1949 году при съемке масштаба 1 : 20000 было закартировано Гожанское поднятие.Шагиртская площадь была открыта в 1970 году. Нефтеносность установлена в турнейских, яснополянских, башкирских, верейских и каширо-верейских отложениях.

Подсчет запасов  произведен по состоянию на 1 июля 1973 года.

В    ГЗК  запасы  утверждены в ноябре 1973 года.

В 1974 – 1975 гг. составлена комплексная  технологическая схема разработки  Шагиртской площади Шагирто-Гожанского месторождения. Согласно  Х варианту, утвержденному в 1975 г. предусматривалась разработка турнейской и яснополянской залежей раздельными сетками.

 Стратиграфия

Геологический разрез Шагиртско–Гожанского месторождения изучен по материалам бурения структурных, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.  Максимальная вскрытая  толщина отложений 2542 м в скважине № 23.

В основу стратиграфического деления положена унифицированная  схема Волго-Уральской  нефтегазоносной  провинции.

Бавлинская  свита.

Представлена в подошве доломитами серыми и зеленовато-серыми.  Средняя часть серии отложена песчаниками бурыми и розовыми. Кровля  представлена толщей алевролитов и песчаников. Вскрытая толщина – 513 м.

Девонская система.

Представлена  двумя отделами: D 3  и  D 2

Средний отдел (D 2)

Выделяется живетский ярус. Сложен толщей алевролитов и песчаников с тонкими прослоями известняка. К кровле отложений приурочен нефтяной пласт Д 2. Толщина яруса -  23 – 37 м.

Верхний отдел  (D3)

Франский ярус.

Нижнефранский ярус.

Пашийский горизонт.

Отложения представлены чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Приурочен нефтяной пласт Д 1. Толщина отложений 6 - 8 м.

Кыновский горизонт.

Породы горизонта представлены:  внизу -  аргиллитами и алевролитами серовато-зелеными; вверху -  известняками глинистыми. Толщина  - 25 – 44 м.

На породах кыновского горизонта залегает мощная толща карбонатных отложений девона,  которая включает верхнюю часть нижнего подъяруса ( саргаевский, семилукский горизонты), верхний подъярус франского яруса и фаменский ярус. Литологически  описываемая часть разреза представлена  известняками.  Общая толщина карбонетного  девона 409 - 610 м.

Каменноугольная  система.

Нижний отдел.

Турнейский ярус.

Ярус сложен известняками от серых до коричневато-серых, органогенно- обломочных или детритусовых тонкозернистых, плотных прослоями пористых. К кровле яруса приурочена нефтяная залежь -  Т. Толщиной    –   53 – 100 м.

Визейский  ярус.

Выделяются малиновский, яснополянский и окско-серпуховский надгоризонты.

Малиновский надгоризонт.

Сложен аргиллитами и подчиненными прослоями алевролитов. Толщина -  26,9 м.

Яснополянский надгоризонт.

Два горизонта: бобриковский и тульский.

Бобриковский горизонт.

Представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. К песчаникам и алевролитам приурочены промышленные скопления нефти (пласты Бб2  и Бб1).  Толщина - 11,45 м.

Тульский  горизонт.

Литологически делится на 2 пачки: нижнюю – терригенную (алевролиты, аргиллиты, песчаники)  и верхнюю – карбонатную, сложенную известняками темно-серыми, неравномерно глинистыми. К песчаникам и алевролитам приурочена нефтяная залежь (пласты Тл2а и Тл2б) Толщина 27- 34 м.

Отложения окско-серпуховского  надгоризонта и намюрского яруса представлены чередованием известняков и доломитов. Толщина отложений окско-серпуховского надгоризонта 213,5 – 250 м, а отложений намюрского яруса 22 – 41 м.

Средний  отдел.

Представлен  башкирским и московским ярусами.

Башкирский  ярус.

Сложен известняками с прослоями конгломерато-брекчии. Известняки светло-серые, детритусовые и органогенно-обломочные, неслоистые, конгломерато- брекчии залегают в кровле яруса и указывают на наличие перерыва. К кровле  яруса приурочена нефтяная залежь БШ. Толщина отложений 30 – 50 м.

Московский  ярус.

Сложен толщей карбонатных  пород и по микрофауне подразделен  на  четыре горизонта: верейский, каширский, мячковский и подольский.

Верейский горизонт.

Сложен толщей чередующихся между собой карбонатных пород, в основном известняков и терегенных мергелей, алевролитов и аргиллитов. Выделены нефтеносные пласты в подошве В3В4, в кровле В1. Толщина отложений 49-50 м.

Каширский горизонт.

Сложен известняками и доломитами, с прослоями мергелей и алевролитов. К подошве каширского горизонта приурочен нефтяной пласт (К). Толщина     70 м.

Отложения подольского и  мячковского горизонтов представлены толщей светло-серых и коричневато-серых известняков и доломитов. Общая толщина отложений 134 – 161 м.

Верхний отдел.

Отложения представлены преимущественно  доломитами светло-серыми и  коричневато-серыми. По всей толще встречаются включения  гипса и кремния. Толщина верхнего отдела 146 – 175 м.

Пермская  система.

Отложения пермской системы  на площади развиты повсеместно. Вскрыты, как глубинными разведочными скважинами, так и структурно – поисковыми. Выделены оба отдела: нижний и верхний.

Нижний  отдел.

Включает ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Отложения представлены, в основном, карбонатными породами: доломитами, известняками с включениями гипса и ангидрита. В отложениях кунгурского яруса преобладающую роль играют гипсы и ангидриты. Толщина отложений нижнего отдела -  206 –397 м.

Верхний отдел.

Представлен соликамским шешминскими горизонтами уфимского яруса. Это красноцветная толща песчаников, глин, алевролитов с прослоями доломитов,  гипсов, мергелей, ангидритов. Толщина отложений достигает 287 м.

Четвертинская система.

Четвертичные отложения  повсеместно залегают на различной  поверхности верхне-пермских пород. Представлены глинами, галечниками, суглинками и супесями. Толщина до 25 м.

 Тектоника

Шагиртско – Гожанское месторождение приурочено к структуре 2-го порядка – Куединскому валу, который осложняет северный склон Башкирского свода. Простирание вала северо – западно, в этом же направлении идёт его погружение в сторону Камско – Кинельской системы прогибов.

Объём геологической информации позволяет детализировать структурные  планы по основным маркирующим горизонтам: по кровлям тюйской пачки иренского  горизонта, верейского горизонта, терригенной пачки яснополянского  надгоризонта  и кыновского горизонта, а также проследить закономерность развития тектонического строения района.

По кровле тюйской  пачки иренского  горизонта Гожанская структура представляет собой вытянутую в северо-западном направлении брахиантиклиналь с крутым юго–западным крылом, сочленяющуюся на юго – востоке по изогипсе – 150 м с соседним Альняшским поднятием. По изогипсе – 140 м структура разделяется на собственно Гожанскую и небольшую в районе скв . 1079 Альняшскую. Шагиртская структура примыкает с северо-востока к Гожанской в виде террасы по изогипсе – 180 м , которая осложнена Восточно – Шагиртским куполом.

По кровле верейского горизонта все структуры, сохраняя ту же форму и простирание, становятся более выраженными- возрастают углы падения крыльев. На Шагиртском поднятии обособляются три самостоятельных купола – Западно-, Северо-, Центрально – Шагиртские. По  кровле  терригенной пачки тульского горизонта структура становится ещё круче, форма и простирание остаются прежними.

По кровле терригенных  отложений яснополянского надгоризонта  Гожанская структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо- западного простирания длиною около 20 км: северо-восточное крыло её осложнено Шагиртским структурным выступом, включающим Шагиртское и Восточно-Шагиртское поднятия. Углы падения крыльев Гожанского поднятия составляют 2-7 градусов для юго-западного крыла и 1 градус 25 минут –6 градусов 30 минут для северо-восточного. Углы падения крыльев Шагиртского поднятия составляют от 3 градусов 36 минут до 5 градусов, Восточно-Шагиртское поднятие имеет форму небольшой   (1*2 км) куполовидной складки северо-западного простирания и расположено восточнее Шагиртского поднятия. Углы падения крыльев достигают 5 градусов.

По кровле кыновского горизонта Гожанское поднятие представляет собой резко ассимметричную брахиантиклинальную складку с крутым (до 11 градусов 20 минут) юго-западным и пологим (0 градусов 45 минут) северо-восточным крыльями. На месте Шагиртской структуры по данным трёх разведочных скважин и сейсморазведки намечается структурная терраса с незначительным погружением в северо-восточном направлении.

Сопоставляя структурные  планы по различным горизонтам, можно  сделать следующие выводы:

-   Гожанская структура по характеру образования относится к группе тектоно-седиментационных, образовавшихся за счёт развития карбонатных рифов позднефранкского и более молодого возраста вдоль бортов Камско-Кинельской системы прогибов на ранее существующей тектонической основе.

-   Шагиртская – относится к группе седиментационных, образовавшихся за счёт аналогичных рифовых построек на структурной террасе, осложняющей северо-восточное крыло Гожанского поднятия по кровле кыновского горизонта.

-   Структуры по морфологии  сквозные: Гожанская прослеживается от кыновского до иренского горизонтов; Шагиртская – от фаменского яруса до иренского горизонта. Соотношение структурных планов  на  Гожанской  и Шагиртском  поднятиях можно изобразить следующей схемой:

     Гожанское поднятие    Дкн = С1 = С2 – Р

     Шагиртское поднятие   Дкн / С1 = С2 – Р

     ( = ) -  полное  соответствие структурных планов

     ( - )  -  частичное  соответствие структурных планов

     ( / )  -  отсутствие  соответствия структурных планов

-   Максимальных размеров  структуры достигают по нижнекаменноугольным отложениям , постепенно выполаживаясь по вышележащим горизонтам .

Как показал анализ структурных  планов по маркирующим горизонтам, все структуры ( Гожанская, Шагиртская – Северный Центральный, Западный куполы, Восточно-Шагиртская ) следует рассматривать как самостоятельные тектонические единицы. Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов правильнее проводить раздельно.

 4 Нефтегазоносность

Из  выделяемых  в  разрезе  осадочного  чехла  Пермского  Прикамья нефтегазоносных комплексов на Шагиртско-Гожанском  месторождении промышленно нефтеносных пять:

-   Московский терригенно-карбонатный  ( пласт В3В4 ).

-   Окско-серпуховско-башкирский  карбонатный ( пласт Бш ).

-   Нижне-средневизейский терригенный (пл. Тл2а, Тл2б, Бб1, Бб2)

Московский  терригенно-карбонатный комплекс.

Верейский горизонт.

Пласт В3В4.

В подошве верейского горизонта выделяются  нефтеносные пласты В3 и В4, разделённые аргиллитовым прослоем в 2-3 м и являющиеся единым объектом подсчёта и разработки. Общая толщина пласта в основном 14-16 м, в кровле и подошве он ограничен толщей аргиллито-алевролитовых пород соответственно до 9 и 6 м. В пределах пласта выделяется 1-7 проницаемых прослоев толщиной 0,4-5,8 м. В скв. 558  и 896  коллектор полностью замещён плотными породами. Максимальный процент эффективной толщины от общей на Гожанском поднятии составляет 32-34 м.

Коэффициент расчленённости на Гожанском поднятии составляет 4,1.

К пласту В3В4 приурочено две  самостоятельные нефтяные залежи: единая  для Гожанского и Шагиртского  поднятий и Восточно-Шагиртская.

На Гожанском поднятии промышленная нефтеносность на разведочном этапе была доказана до абсолютной отметки –820 м опробованием скважины 23, вскрывшей совместно пласты КВ1, В3В4 и Бш. ВНК принимался на абсолютной отметке –838 м по данным насыщения керна в скв.5

За прошедший после  утверждения запасов период нефть  из пласта получена в 146 скважинах Гожанского поднятия на наинизших отметках –800,1-861,7 м, дебит при уровне составил 0,7-64,1 т/сут. Дополнительно поднят нефтенасыщенный керн в скважинах 73,521,1128,1136 с абсолютных отметок –852,1-862,1 м.

Учитывая наинизшие отметки получения нефти по скважинам водонефтяной контакт для залежи, объединяющей оба поднятия, предлагается принять на отметке –853 м.

Гожанское поднятие.

В скв.674 в интервале абсолютных отметок –846,1-850,9 м приток нефти  составил 0,8 т/сут.

Тип залежи – пластовая сводовая.

Окско - серпуховско – башкирский

карбонатный комплекс.

В пределах комплекса промышленно  нефтеносны пористые разности известняков  башкирского яруса.

Башкирский  ярус.

Пласт Бш.

Основываясь на исследованиях  карбонатных коллекторов Пермской области, в пределах месторождения  в башкирском ярусе по данным ГИС  выделяются проницаемые пачки Бш1,Бш2,Бш3.

Но  поскольку  раздельным  опробованием  охвачена  в основном верхняя ( Бш1 ) , а нефтеносность нижних самостоятельно не доказана (Бш2 испытана совместно с Бш1 в 7 скважинах ), то  рассматривается единый пласт Бш, включающий пачки Бш1 и Бш2.

Залежь пластово-массивного типа, от центра её к периферии происходит закономерное уменьшение эффективных  толщин.

Процент эффективной толщины  от общей колеблется от 31 до 39.

Данные, полученные в процессе эксплуатационного бурения позволили уточнить геологическое строение месторождения. Согласно структурным построениям, Гожанское  поднятие  и Западный купол Шагиртского объединились в единую залежь.

Водонефтяной контакт  залежи, объединяющей Гожанское поднятие и Западно-Шагиртский купол оставлен прежним на отметке –855 м, обоснованный результатами разведочных скважин 20 и 116 , в которых нефть получена с нижних отметок минус 853 и 855,6 м. Результаты вновь пробуренных скважин не противоречат принятому ВНК. Так на Гожанском поднятии:

-  В скв.69 из интервала  прострела –823,7-850,8 м. Получена  нефть дебитом 30,8 т/сут на штуцере 3 мм. Из интервала –856,4-858,4 м. приток воды составмл 3 м3/сут

-  В скв.102 вода удельного  веса 1,13 г/см3 получена из интервала  перфорации минус 857,9-859,7 м, дебит  её 10,5 м3/сут.

-  В добывающих скв.398-бис, 882 при подошве прострела минус  851,2; 849,5 м. притоки безводной нефти  составили соответственно 9,9 и 4,2 т/сут.

Нижне – средневизейский

терригенный комплекс.

Используя принятую для всех месторождений Куединского вала номенклатуру, при корреляции терригенных отложений нижнего карбона, характеризующихся литологической  изменчивостью, выделено четыре пласта: Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2.

Тульский  горизонт.

Пласт Тл2-а.

Пласт залегает в кровле тульского горизонта, покрышкой  его служит толща (4-5м) аргиллитов. В 70% процентах скважин пласт замещён  плотными породами.

Залежи нефти, приуроченные к пласту Тл2-а, пластовые, сводовые, литологически экранированные.

На Гожанском поднятии, где нефтеносность пласта доказана лишь эксплуатационными скважинами, выделены небольшие по размерам линзы от 0,25*0,4 до 0,8*2,3 км. Водонефтяные контакты, принятые по наинизшему насыщению пород нефтью, составляет: 1181,1187 и 1200 м.

Они подтверждаются результатами испытаний шести скважин, из которых  пять (1031,1033,1040,1045,1046) опробованы совместно  с другими пластами. В скв.2062 дебит  нефти составил 2,3 т/сут.

В  юго-восточной  части  структуры с более высоких  абсолютных отметок –1117,8(скв.1078), -1134,4(скв.1076) коллектор водоносен, лишь в скв.174,1043,2088 пласт нефтенасыщен до глубин минус 1130-1139,1. Залежь в данном районе не выделена из-за малых размеров.

Пласт, общая толщина которого 0,6-5,1 м., состоит из 1-2 прослоев (0,4-4 м). Отношение эффективной толщины  к общей составляет 73%, коэффициент  расчленённости 1,1.

Пласт Тл2-б.

От вышележащего пласта Тл2-а  отделяется хорошо прослеживаемыми  пачкой аргиллитов (3-4м) и прослоем известняка толщиной 1,0-1,6м, наличие которого отмечено в керне скв.7 и 23 Граница с пластом  Бб1 менее чёткая, небольшой толщины раздел (0,6-2 м) представлен аргиллито-алевролитовыми породами. В ряде скважин (3% от общего числа) он исчезает и отмечается слияние пластов. Скважины располагаются в приподнятых участках структуры.

К пласту приурочено две  залежи: первая, в которой сосредоточены  основные запасы пласта, объединяет Гожанское и Шагиртское поднятия, вторая выделяется на Восточно-Шагиртском поднятии.

Несмотря на единую структуру  основной залежи, водонефтяной контакт  обосновывается самостоятельным для каждого из поднятий.

По Гожанской площади утверждённый на разведочном этапе ВНК минус 1195м. совместно для пластов Тл2-б и Бб1 результатами ГИС и опробования эксплуатационных скважин уточнён.

Наинизшее насыщение и получение нефти отмечается в наклонной скв.995 (удлинение 228,2 м) на глубине минус 1205,5 м. По вертикальным скважинам ВНК может быть принят на отметке минус 1204 м.

В скв.2057, пробуренной в 1983г., вскрыто текущее положение ВНК  на отметке –1165,1 м. В ближайших  скважинах 2002 и  2004, расположенных  в 125 м., эксплуатация пластов Тл2-б,Бб1 велась с 1978 г. и к моменту вскрытия пласта в скв.2057 из них добыто соответственно 2174 и17178 тыс.т нефти, обводнённость 99.

Самостоятельно пласт  на Гожанской площади опробован в 27 скважинах, дебит нефти в них колеблется от 0,8 до 23,6 т/сут. По типу залежи тульского пласта Тл2-б пластовые сводовые с литологическим экраном.

Бобриковский  горизонт.

Пласт Бб1.

При корреляции в пределах пласта выделяется верхняя часть Граничащая  с тульским  пластом Тл2-б, и нижняя, заключённая между хорошо выдержанными пачками аргиллитов толщиной 1-4м. каждая. Проницаемые прослои характерны для верхней части, но  в скв.744,988,1044,2000,2001,2077  Гожанской  площади, где наблюдается слияние с вышележащим пластом Тл2-б, пласт Бб1 полностью проницаем, верхняя пачка аргиллитов исчезает, а остаётся лишь глинистая толща, которая служит разделом между бобриковскими пластами Бб1 и Бб2.

Залежи, приуроченные к пласту, имеют линзовидный характер и  по типу относятся к пластовым сводовым литологически экранированным.

На Гожанском поднятии 50% площади занимает продуктивная линза, расположенная в северо-западной части ( 7,8*2,3 км ). Южнее линии скважин 744-988 выделяются маленькие по размерам линзы (1,1*0,25-1,5*0,25 км.), большинство из которых ограничены со всех сторон литологическим экраном.

Данными эксплуатационных скважин, характеризующихся более  совершенным  комплексом  геофизических  исследований, ВНК уточнён. Наинизшие насыщения пласта нефтью по 8 скважинам, включая и наклонные, отмечается на отметке минус 1204,4 – 1214,7 м. Используя для обоснования лишь вертикальные, водонефтяной контакт по данным скв.980 принимается на отметке минус 1213 м.

Нефть дебитом 0,7-49 т/сут получена в 63 скважинах с наинизших отметок от –1143,6 до –1214,9 м. Однако самостоятельно пласт опробован в скв.637 и 915 ( -1161,8 и –1159,4 м.), дебит их соответственно 3,4 и 4,2 т/сут.

Пласт Бб2.

Пласт, к которому приурочены основные запасы месторождения характеризуется значительными колебаниями общей толщины. В скв.172,411,764,765,770,774,973,1057,1063,2070 Гожанской площади терригенные отложения увеличиваются до 31 м., что связано с появлением линз малиновского возраста. Учитывая  локальное распространение последних, выделяемая  в пределах их эффективная толщина условно отнесена к пласту Бб2. К пласту приурочено четыре залежи. Наибольшая по размерам объединяет Гожанское поднятие и Западно-Шагиртский купол. На начальной стадии подсчёта ВНК на Гожанской площади принимался –1208 м. на юго-западном  и -1215м. на северо-восточном крыльях по промыслово-геофизическим данным скв.5 и 7. Если в последней он уверенно отбивался на отметке –1215,5 м., то в скв.5 по диаграмме ГИС пласт полностью нефтеносен (-1211,1 м.).

В эксплуатационных скважинах  нефтенасыщение пласта колеблется в пределах –1203-1233,5 м. Принимая во внимание данные 15 вертикальных скважин, где отбивается водонефтяной контакт, средняя отметка его по залежи составляет –1213 м.

Физико – химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов