ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Анастасиевско-Троицкое месторождение из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2" Анастасиевско-Троицкое месторождение, открытое в 1952 г., расположено восточнее Курчанского месторождения, в правобережье р. Кубань, приурочено к глубокому погружению южного борта Индоло-Кубанского прогиба, представляет собой узкую и длинную антиклинальную складку северо-западного простирания. Складка погружается в восточном направлении и разделяется седловиной на два поднятия западное— Анастасиевское и восточное — Троицкое. [c.397] Месторождение многопластовое. Всего выявлено восемь продуктивных горизонтов. Из них I, II и III горизонты понтического яруса — газовые, IV и V горизонты мэотического яруса — нефтегазовые, а VI и Via — нефтяные. Ниже основной пачки песков IV горизонта выделен IVa горизонт, который нефтеносен только в северной части Троицкой площади, на остальной же части месторождения он водоносен. Имеются также небольшие залежи нефти в VII горизонте мэотических отложений и в XI горизонте сарматских отложений. Горизонты V и VI приурочены только к Троицкому поднятию. [c.397] Наиболее высокопродуктивная газонефтяная залежь приурочена к IV горизонту. Коллекторами его являются пески, песчаники, алевриты и алевролиты, переслаивающиеся в виде тонких пропластков. Залежь нефти и газа едина для Анастасиевского и Троицкого куполов антиклинали. Проницаемость основной песчаной пачки колеблется от 13-10 до 2600-10- 5 м (в среднем 740-10- м ). Пористость коллекторов меняется в пределах 13—34%. Средневзвешенная по площади пористость, определенная по керну для V горизонта, равна 24%, для VI горизонта— 25%. [c.397] Наблюдающийся характер изменения давления насыщения и газосодержания по площади залежи, значительную разницу между давлением насыщения и пластовым давлением на большей ее части при наличии газовой шапки и небольшой мощности нефтяной оторочки краснодарские исследователи объясняют тем, что дренируемая скважинами часть нефтенасыщенного разреза отделена непроницаемым экраном от газовой шапки на большей части площади. [c.398] Для V горизонта в центральной части залежи отмечаются минимальные значения плотности дегазированной нефти (0,829—0,836 г/см ), давления насыщения (12,8—13,5 МПа) и вязкости (0,51—0,67 мПа- с), максимальные значения содержания растворенного газа (94— 101 м м ) и его плотности (0,850—0,870 г/м ). В южном, северном и восточном направлениях плотность дегазированной нефти и вязкость пластовой нефти увеличиваются, а газосодержание и плотность растворенного газа уменьшаются, причем наиболее интенсивное изменение свойств наблюдается в северо-восточном и юго-восточном направлениях. Более сложный характер носит распределение давления насыщения. Оно сначала увеличивается от центра залежи в восточном направлении, затем, достигнув максимума (16—16,1 МПа), уменьшается до 13,9—15,4 МПа. [c.398] В VI горизонте распределение свойств пластовой нефти по площади залежи в общем аналогично рассмотренному выше для залежи V горизонта, однако имеются и некоторые отличия. Плотность меняется от 0,827—0,833 г/см в присводовой части до 0,876—0,881 г/см в северо-восточной части, газосодержание — от 97—102 м м в присводовой части (в самом своде оно значительно ниже — 80 м /м ) до 64—66 м /м в восточной части. В противоположность залежи V горизонта здесь максимальное значение давления насыщения соответствует максимальной величине газосодержания. [c.398] Ниже приведены средние арифметические значения параметров пластовой и дегазированной нефтей, а также компонентный состав растворенного газа. Эти нефти в пластовых условиях, по сравнению со средней нефтью, имеют повышенное давление насыщения, относительно низкую вязкость и в основном пониженную плотность. Значения газосодержания близки к средним. [c.398] Дегазированные нефти Анастасиевско-Троицкого месторождения в основном малосернистые (класс I), малопарафиновые (вид П1), малосмолистые. Свойства их от горизонта к горизонту непостоянны. С глубиной уменьшаются плотность и вязкость нефти, уменьшается содержание смол и увеличивается содержание парафина. [c.399] Значительно изменяются свойства нефти и по площади распространения залежей. Так, плотность нефти IV горизонта изменяется от 0,897—0,901 г/смз на западной периклинали до 0,913—0,921 г/см на восточной. В этом же направлении увеличивается содержание смол (сернокислотных) от 14 до 23%. В залежи горизонта Via плотность нефти колеблется в пределах 0,846—0,906 г/см , содержание смол (силикагелевых) 2,06—7,69%, парафина — 0,86—2,64%. [c.399] В данном случае приведены средние арифметические значения параметров дегазированной нефти для каждого из горизонтов. [c.399] Вернуться к основной статье