Геологическая часть (стр. 3 )

Свойства и состав пластовых вод. Ефремо-Зыковское месторождение

Параметр / Пласт	Зл1	Дф2
Диапазон значений	Среднее значение	Диапазон значений	Среднее значение
1 Газосодержание, м3/м3	-	-	-	-
2 Плотность воды, кг/м3
- в стандартных условиях	-	-	-	-
- в условиях пласта	1,157-1,170	1,161	1,125-1,177	1,152
3 Вязкость в условиях пласта, мПа·с	-	-	-	-
4 Коэффициент сжимаемости, 10-4·МПа-1	-	-	-	-
5 Объёмный коэффициент, единиц	-	-	-	-
6 Химический состав вод, мг/дм3
Na+ + K+	61,220-87,645	67,739	48,71-88,51	65,82
Ca+2	8,600-14,200	11,094	10,8-18,0	14,13
Mg+2	2,430-5,350	3,892	1,946-5,107	3,25
Cl -	122,179-164,000	135,034	113,47-160,95	137,21
HCO3-	0,048-0,146	0,111	0,024-0,488	0,169
SO4-2	0,339-1,304	0,645	0,56-0,97	0,76
Br -	466,0-731,0	588,0	418,0-458,69	438,34
J -	2,870-5,710	4,290	5,00-13,71	9,355
7 Общая минерализация, г/дм3	197,70-264,36	218,46	183,37-263,9	218,59
8 Водородный показатель, рН	-	-	-	-
9 Химический тип воды, преимущественный (по )	хлоркальциевый	хлоркальциевый
10 Количество исследованных проб (скважин)	10 (3)	7 (4)

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

В таблице 1.5 дана сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов фаменских отложений Ефремо-Зыковского месторождения [1].

Таблица 1.5

Геолого-физическая характеристика фаменских отложений Ефремо-Зыковского месторождения

Параметры	Зл1	Зл2	Дф2
1 Абсолютная отметка кровли (интервал изменения), м	-(1586,6-1603,1)	-(1609,2-1630,4)	-(1653,8-1705,5)
2 Абсолютная отметка ВНК (интервал изменения), м	-(1605,0-1612,0)	-(1628,5-1644,0)	-(1703,0-1719,0)
3 Тип залежей	Массивные	Массивные; пластово-сводовая	Массивные
4 Тип коллектора	карбонатный	карбонатный	карбонатный
5 Площадь нефтеносности, 103 м2	6270,8	5593,6	8399,7
6 Средняя общая толщина, м	20,6	24,8	46,4
7 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	3,51	4,68	5,95
8 Коэффициент песчанистости, единиц	0,59	0,56	0,31
9 Коэффициент расчлененности, единиц	10,2	11,6	16,8
10 Средний коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2	8,12	17,83	16,84
11 Средний коэффициент пористости, единиц	0,10	0,09	0,07
12 Средний коэффициент начальной нефтенасыщенности, единиц	0,89	0,89	0,88
13 Начальная пластовая температура, °С	40,0*	40,0**	41,0*
14 Начальное пластовое давление, МПа	18,32*	18,32**	19,45*
15 Давление насыщения нефти газом, МПа	5,38*	5,38**	3,18*
16 Газовый фактор нефти, м3/т	36,7	36,7	20,7
17 Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,823*	0,823**	0,837*
18 Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,847	0,847	0,861
19 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	5,21*	5,21**	5,85*
20 Объёмный коэффициент нефти, единиц	1,091	1,091	1,048
21 Плотность воды в пластовых условиях, г/см3	1,166*	1,166**	1,152*
22 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	н, о,	н, о,	н, о,
23 Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут·МПа·м)	0,37	0,37	0,37
24 Коэффициент вытеснения нефти водой (газом), единиц	0,522	0,538	0,533
П р и м е ч а н и я
* по собственным пробам нефти
** по аналогии

1.9 Фильтрационно-емкостные свойства пластов

1.9.1 Фильтрационно-емкостные свойства пластов по керну

Пористость и проницаемость по керну пласта Зл1 изучена в двух залежах: в районе скважины 9 (из скв № 000) и в районе скважины 15 (из скв. № 17) [1].

Залежь пласта Зл1 в районе скв. 15 (по скв. №17) охарактеризована 20 определениями пористости и 19 – проницаемости. Значения пористости изменяются от 7.0 % до 17.2 %, в среднем составляя 11.7 %, а проницаемости – от 0.4 до 609.6* 10-3 мкм2, и в среднем – 9.0* 10-3 мкм2.

Залежь в районе скв. 9 (по скв. № 000) изучена 33 определениями пористости и 32 – проницаемости. Величина пористости изменяется от 5.9 % до 15.9 %, проницаемости – от 0.47 до 71.7* 10-3 мкм2. Среднее значение пористости равно 10.6 %, проницаемости – 8.12* 10-3 мкм2.

В целом по пласту среднее значение пористости равно 11.0 %, среднее значение проницаемости – 8.41* 10-3 мкм2.

Продуктивный пласт Зл2 на пористость и проницаемость охарактеризован керном в одной скважине – № 000 (залежь в районе скв. № 9) [1]. Было произведено 25 определения пористости и 18 – проницаемости (табл. 2.11). Значения пористости изменяются от 6.86 % до 14.1 %, составляя в среднем 10.33 %, а проницаемости – от 0.44 до 48.1* 10-3 мкм2 (в среднем – 17.83).

Пласт Дф2 на пористость и проницаемость оказался изученным в четырех скважинах: в районе скважины № 13 – в трех (скв. №№ 13, 14, 609), и в районе скважины № 15 – в одной (скв. №17).

В районе скв. № 13 пористость продуктивного пласта Дф2 изучена в трех скважинах: №№ 13, 14 и 609, а и проницаемость – в двух: скв. №№ 14, 609.

Залежь пласта охарактеризована 28 определением пористости (4.5 – 17.5 %) и 24 – проницаемости (0.13-141.3*10-3 мкм2). Среднее значение пористости по залежи оказалось равным 13.0 %, а среднее значение проницаемости – 35.61* 10-3 мкм2.

В районе скв. № 15 на пористость и проницаемость керн из продуктивного пласта Дф2 изучен в скважине № 17.

Залежь пласта изучена по семи определениям пористости (4.5-9.2 %) и по семи определениям проницаемости (0.302-0.875*10-3 мкм2). Среднее значение пористости по залежи составило 6.3 %, а среднее значение проницаемости – 0.43*10-3 мкм2.

В целом по пласту Дф2 среднее значение пористости оказалось равным 9.15 %, а среднее значение проницаемости – 16.84*10-3 мкм2 (табл. 2.12).

1.9.2 Фильтрационно-емкостные свойства пластов по данным ГИС

По данным ГИС пласт Зл1 на пористость и проницаемость изучен в 12 скважинах, на нефтенасыщенность – в 10 скважинах. Выполнено по 92 определения пористости и проницаемости, 59 определений начальной нефтенасыщенности [1]. Пористость изменяется от 4.8 % до 16.0 % и в среднем составляет по скважинам пласта 10.0 %; проницаемость варьируется от 0.2 до 51.9*10-3 мкм2, в среднем – 9.8*10-3 мкм2. Нефтенасыщенность находится в пределах 78.2-93.3 %, в среднем по скважинам – 89.1 %.

В районе скв. № 6 продуктивный пласт Зл1 изучен в одной скважине на пористость и проницаемость, выполнено по 7 определений каждого из параметров. Пористость варьируется от 6.5 до 11.5 %, проницаемость – от 0.8 до 11.4*10-3 мкм2. Средняя пористость составила 9.3 % и средняя проницаемость – 5.9*10-3 мкм2.

В районе скв. № 13 продуктивный пласт Зл1 изучен в пяти скважинах на пористость и проницаемость, в четырех – на нефтенасыщенность. Залежь охарактеризована 36 определениями пористости (6.0-15.6 %), 36 – проницаемости (0.6-46.2*10-3 мкм2) и 28 определениями нефтенасыщенности (78.2-93.3 %). Среднее значение пористости по залежи оказалось равным 10.3 %, проницаемости – 11.3*10-3 мкм2, нефтенасыщенности – 87.3 %.