2.1. Нефтеносность

Нефтеносность месторождения Сазанкурак связана с терригенными песчано-алевролитовыми осадками, относящимся к валанжинскому ярусу нижнего мела и батскому ярусу средней юры.

Полученные, в результате бурения новых разведочных, эксплуатационных, нагнетательных скважин в течение 2000-2004г.г. и проведенных геолого-геофизических, промысловых, гидродинамических и других исследований скважин геолого-геофизические данные, позволили значительно и более детально уточнить геологическое строение месторождения Сазанкурак и уточнить запасы нефти и газа.

Северный блок. На северном блоке пробурены три скважины: две структурные SP-3, S-59, и одна разведочная F-30. Горизонт испытан только в одной скважине F-30. При 5м штуцере дебит нефти составлял 12,6 м³/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах SP-3, S-59, F-30 составляет 9,0 м, 4,0 м, 7,1м соответственно.

Площадь нефтеносности северного блока по категории С₁ равна 130 тыс.м² (район скважины F-30), по категории С₂ – 120 тыс.м² (район скважины S-59).

В эксплуатационном действующем фонде одна скважина F-30.

Центральный блок. На западном поле валанжинский продуктивный горизонт вскрыт 43 скважинами. Нефтеносность установлена по результатам опробования 37 скважин, в скважинах F-24 и F-29, SK-5 коллектора замещены непроницаемыми породами. При опробовании получены притоки нефти от 1,8м³/сут до 70м³/сут.

Основная разрабатываемая залежь (западное поле) ограничена с севера и северо-запада сбросом F₁, на востоке зоной глинизацией, с юга контуром нефтеносносности.

2.2.Свойства и состав нефти, газа, воды и растворенного газа

Свойства и состав нефти, газа и воды. Физико-химические свойства нефти месторождения Сазанкурак были исследованы по поверхностным и пластовым пробам, отобранным в разведочный период и в период промышленной разработки.

Исследования нефти мелового продуктивного комплекса проведены на Западном поле Центрального блока по 20 пробам отобранным из 12 скважин, на Восточном поле Центрального блока по 4 пробам из 3 скважин, на Северном блоке по 1 пробе из скважины F-30, на Южном блоке по 3 пробам из 2 скважин. (Таблица 2.3.1.)

Северный блок. Продуктивные пласты занимают наиболее высокое гипсометрическое положение (320-329,5 м). Нефть, охарактеризована по 2 глубинным пробам отобранным из скв F-30. Плотность нефти составляет в среднем 0,877 г/см³. Кинематичесая вязкость при 20⁰С составляет 40,7 мм²/с. Температура вспышки и застывания равна минус 4⁰С и минус 15⁰С соответственно.

Центральный блок Западное поле. Нефть тяжёлая. Плотность нефти варьирует от 0,8971 г/см³ до 0,9245 г/см³, в среднем составляет 0,9145 г/см³. Нефть сернистая. Содержание серы изменяется от 0,48% до 1,2% . По содержанию парафина нефть относится к парафинистой (0,12% - 5,08%). Нефть смолистая. Содержание смол селикагелевых варьирует в значительных пределах: от 7,05% до 41,02%, в среднем составляет 17,77%. При этом содержание асфальтенов достигает 1,73%. Значения кинематической вязкости при стандартных условиях варьируют от 138,9 мм²/с до 839,44 мм²/с. По групповому углеводородному составу фракции, выкипающих до 200^оС, нефти меловых отложений относятся к метано-нафтеновым. Нефть характеризуется незначительным содержанием бензиновых фракций, выкипающих до 200⁰С, эта величина изменяется от 0,5 до 8,0%.

Исследования свойств и состава нефти юрского продуктивного горизонта выполнены по 5 пробам, отобранным из 4 скважин. Нефть юрских горизонтов является очень тяжелой, с плотностью от 0,9182 до 0,9346г/см³, в среднем по 5 значениям составляя 0,9252 г/см³, смолистой, с содержанием асфальто-смолистых веществ до 19,1%. Количество парафина - до 0,84%. Нефть содержит относительно незначительное количество фракций, выкипающих до 200⁰С – 3,5%. В групповом углеводородном составе фракций 150 - 200⁰С преобладает группа метано - нафтеновых углеводородов от 57,04 до 60,68%, с содержанием ароматических углеводородов до 28,02%.

Данные о физико-химических свойствах и составе нефти меловых и юрских продуктивных горизонтов, полученной в совместно прострелянных интервалах, изучены по 5 пробам из трёх скважин (SK-12, F-4, F-27). Нефть очень тяжёлая, с плотностью до 0,9169 г/см³, смолистая, с содержанием асфальто-смолистых веществ до 21,42%, высоковязкими, кинематическая вязкость в стандартных условиях варьирует от 443,7 до 517,0 мм²/с, сернистыми, с содержанием серы до 0,9%. Нефть характеризуется незначительным содержанием бензиновых фракций, выкипающих до 200⁰С - до 9,0%.

Центральный блок Восточное поле. Нефть по физико-химическим свойствам и составу близка к нефти Южного поля. Нефть характеризуется плотностью 0,9311 г/см³ (по четырём значениям).

Южный блок. Продуктивные пласты в пределах Южного блока располагаются гипсометрически ниже, на глубине от 521-575м (№ I-1) до 601-642м (№ G-3) и характеризуются большей, по сравнению с нефтью Центрального блока, плотностью и вязкостью.

Плотность нефти по 3 пробам отобранным из скважины G-3, I-1 изменяется в пределах от 0,9219 г/см³ до 0,9681 г/см³, в среднем составляет 0,9484 г/см³, кинематическая вязкость при 50⁰С варьирует от 113,7 до 1802 мм²/с, содержание серы 0,84%, смолистость 22,74 %. Содержание парафина 1,04%, серы – до 0,84%. Нефть характеризуется незначительным содержанием бензиновых фракций, выкипающих до 250⁰С - от 7 до 8,2%.

Состав и свойства растворённого газа. Состав растворенного в нефти газа исследовался в 19 пробах, отобранных из 12 скважин. Как видно из результатов анализа (таблица 2.3.3.) основными компонентами изученных образцов газа являются метан, этан, пропан, изобутан и нормальный бутан.

Содержание метана в данных пробах колеблются от 9,0% до 89,97%. Сероводород в газе выявлен в среднем 0,22%. Углекислый газ присутствует до 9,04%. Содержание азота+редкие варьирует от 0,1 % до 39,2 %. Относительная плотность газа по воздуху изменяется от 0,654 до 0,8473. Плотность газа варьирует от 0,7593 до 1,009 кг/м³.

Согласно классификации углеводородных газов по составу, изученный газ месторождения Сазанкурак метано-этанового состава, низкоазотный, углекислый.