1.6Коллекторские свойства пласта В1
Залежь пласта В1 приурочена к пористым карбонатным породам верхней части турнейского яруса. Пласт представлен керном в большинстве разведочных скважин, сложен известняками неравномерно пористыми, с тонкозубчатыми стилолитовыми швами, расположенными по наслоению пород, серыми и коричневыми от нефтенасыщения. В средней части пласта имеются тонкие прослои вторичного известкового доломита (скв. № 200).
Известняки имеют органогенно-обломочную и органогенно-водорослевую структуры. В скв. № 200 развиты преимущественно органогенно-водорослевые известняки с прослоями комковатых и оолитовых разностей.
Сложены известняки скелетными остатками фораминифер, водорослей, криноидей, брахиопод, мшанок. Форменные остатки сильно деградированы, перекристаллизованы, частично замещены ангидритом, доломитом и кремнеземом, размер их от 0,05 до 2 мм.
Пористость пород неравномерная. Поры межформенные и типа выщелачивания, неправильной формы, размером 0,01-0,3 мм.
В плотных разностях известняков скв. № 200 наблюдаются редкие вертикальные трещины, прерывистые, раскрытостью около 0,01 мм.
Цемент поровый, регенерационный, реже контактный, представлен микрокристаллическим и вторичным мелко-, средне- и крупнокристаллическим кальцитом, редко ангидритом с включениями агрегатного пирита.[20]
Коллекторские свойства пород Северного купола, в том числе емкостные его характеристики, изучались как по керну, так и по ГИС. Проанализировано на пористость 30 нефтенасыщенных образцов керна из скв. №№ 17, 29 и 37. Среднее ее значение составило 12,2 %. В расчетах рассматриваемого параметра методом НГК участвовало 389 определений по 101 скважине. Средневзвешенная величина емкостной характеристики по ГИС равна 12,7 %. По результатам комплексного изучения пористость принята равной 13,0 %.
Средняя величина фильтрационной характеристики на основании данных анализа 30 образцов керна из скв. №№ 17, 29, 37 составила 53 мД. По данным ГИС проницаемость равна 50 мД, это значение принято для проектирования.
По результатам проведения лабораторных исследований по моделированию содержания остаточной воды методом центрифугирования на 13 образцах керна из скв. № 29 и интерпретации по ГИС 269 интервалов по 102 скважинам, средняя величина рассматриваемого параметра по керну равна 0,786, по ГИС – 0,88. Таким образом, для проектирования принято значение 0,88. Пористость Западного купола определена на 40 нефтенасыщенных образцах керна и рассчитана методом НГК для 5 нефтенасыщенных интервалов. По керну средняя пористость равна 11,3 %, по ГИС – 12,5 %. Для проектирования принято значение пористости равное 12,0 %.
Фильтрационные свойства определялись по керну и промысловым данным. По первому из указанных методов величина рассматриваемого параметра составляет 5,7 мД, по ГИС - 30 мД. На базе этих данных для проектирования принято значение 30 мД.
Начальная нефтенасыщенность определялась по промыслово-геофизическим данным: проинтепретировано 4 интервала по скв. № 200. Средневзвешенное значение рассматриваемого параметра по данным этих интервалов равно 0,806, и на его основе величина начальной нефтенасыщенности для проектирования принята равной 0,81.
1.7Физико-химические свойства нефти, газа и воды
В пределах Северного купола Казанского поднятия для изучения свойств нефти и газа исследованы шесть глубинных проб из скв. №№ 12, 24, 36, 49, 146, 166 и восемь поверхностных проб из скв. №№ 12 (две пробы), 24, 36, 47, 49, 146, 166.
Физико-химические свойства нефти, газа и воды приведены в табл. 1.3-1.6.
По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 793 кг/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 6,64 МПа., газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 68,6 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,7 мПа.с.
После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 845 кг/см3, газосодержание 61,3 м3/т, объёмный коэффициент 1,161, динамическая вязкость разгазированной нефти 15,5 мПа.с.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,91%), смолистая (5,41%), парафиновая (5,63%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300º С - 44%.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 2,02%, азота 10,66%, метана 17,85%, этана 29,53%, пропана 26,19%, высших углеводородов (пропан+высшие) 38,04%, гелия 0,015%. Относительная плотность газа по воздуху 1,222.
Свойства нефти и газа Западного купола Казанского поднятия изучены по данным исследований одной глубинной и одной поверхностной пробам из скв. № 200. По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 808 кг/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 5,15 МПа., газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 61,9 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 4,8 мПа.с.
После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 819 кг/см3, газосодержание 57,2 м3/т, объёмный коэффициент 1,094, динамическая вязкость разгазированной нефти 56,60 мПа.с.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,71%), малосмолистая (4,76%), парафиновая (4,90%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300º С - 32%.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 0,30%, азота 9,57%, метана 22,50%, этана 32,75%, пропана 24,83%, гелия 0,011%. Относительная плотность газа по воздуху 1,146.
В течение 1996 – 2016 гг. лабораторией НГДУ «Сергиевскнефть» по пласту В1 было отобрано и исследовано 39 проб воды, добываемой попутно с нефтью из пласта В1. Результаты анализа наиболее представительных проб, полученных за все годы разработки месторождения, показали, что воды характеризуются плотностью 1155 – 1161 кг/см3, минерализацией порядка 259,6 г/л. Содержание кальция составляет 6,0 – 7,8 г/л, магния 1,4 – 2,4 г/л, сульфатов 0,73 – 1,1 г/л. Первая соленость характеризуется значениями 86,85 – 90,04 %-экв. Концентрации брома и йода в водах турнейского яруса составляют 245 и 5 мг/л, соответственно. Газонасыщенность пластовых вод равна 0,229 м3/т.[20]
|
