Геологическая часть (стр. 5 )

Месторождение	Пласт	Нафтеновые кислоты, мг/л	Устьевое давление статическое, МПа/Статический уровень, м	Расчетное пластовое давление, МПа	Тип вод
Карповское	Т1	-	-	-	Хлоридно-кальциевый
Западно-Степановское	Б2	-	-	-	Хлоридно-кальциевый

Водообильность продуктивного пласта Т1 различна – притоки из опробованных объектов составляют от 1,0 до 43,6 м3/сут.

Растворенный в воде газ (скважина 15) содержит: метана – 41,5 % (0,114 м3/т), азота – 40,2 % (0,1105 м3/т). Газовый фактор – 0,278 м3/т. Общая упругость газа – 5,14 МПа.

Вязкость вод в пластовых условиях для пластов Б2 и Т1 практически одинакова и составляет 1,27 и 1,26 мПа·с, объемный коэффициент равен 1,002.

В таблице 1.3 приведены состав и свойства пластовых вод продуктивных пластов Т1 и Б2.

В системе ППД используется пресная вода из скважин Благодаровского водо-забора, расположенного вблизи границ Карповского месторождения. В настоящее время работают 3 водозаборные скважины: 5К, 8К и 10К; среднесуточный дебит – 200-205 м3. Скважины перфорированы против водоносных отложений Сокской свиты. Свойства и состав вод, используемых для закачки, представлены на основании анализа проб воды скважины 5К (табл. 1.4).

Таблица 1.4

Состав и свойства воды, используемой для заводнения

Пласт	Количество исследованных	Плотность воды в станд. усл., г/см3	Минерализация, г/л	рН	Содержание ионов (мг-экв/л; % экв, мг/л)	КВЧ, мг/л
скважин	проб	Na+ + K+	Ca++	Mg++	Cl-	SO4- -	HCO3-
Сокская свита	1	11	1,0011	1,586	7,8	5,387	10,055	3,812	0,815	13,409	5,030	34,1
14,389	25,159	10,452	2,315	31,465	14,401
100,60	201,45	46,36	105,55	634,36	306,91

1.7 Коллекторские свойства пластов

Емкостная и фильтрационная характеристики продуктивных пластов на основе кернового материала на месторождении изучены слабо. Это связано с низкой освещенностью пластов керном – вынос керна из эффективной части пластов составляет около 2,5 % (по Б2) и 7,3 % (по Т1), из нефтенасыщенного коллектора – соответственно 5,1 и 9,9 % (Табл. 2.3), а также с низкой представительностью исследованных образцов керна. Специальных лабораторных исследований (определение Квыт, остаточной нефтенасыщенности, относительных фазовых проницаемостей и т. д.) на имеющемся керне Карповского месторождения не проводилось. Не проводились также и специальные исследования керна на месторождениях – прямых аналогах Карповского, расположенных в непосредственной близости от него, в той же седиментационно-тектонической зоне.

Таблица 1.5

Освещенность керном продуктивных пластов Карповского месторождения

Пласт	Толщина продукт. пласта	Проходка с отбором керна по пласту	Освещенность керном толщины пласта	Количество определений
hобщ	hэф	hн	hнв	hобщ	hэф	hн	hнв	Кп	Кпр	Ков
м	м	м	м	м	%	м	%	м	%	м	%	м	%	общ.	учт.	общ.	учт.	общ.	учт.
Б2	243,7	32,3	15,7	1,2	189,4	77,72	43,91	18,02	0,8	2,48	0,8	5,1	-	-	41	2	4	-	-	-
Т1	593,7	396,8	85,5	4,2	399,1	67,22	43,2	7,28	28,91	7,29	8,44	9,87	0,2	4,76	188	121	99	77	-	-
Итого	837,4	429,1	101,2	5,4	588,5	70,28	87,11	10,4	29,71	6,92	9,24	9,13	0,2	3,7	229	123	103	77	-	-

(Больше-Кинельский вал Южно-Татарского свода) – Красноярском, Западно-Степановском, Журавлевско-Степановском, Завьяловском и др. В пределах Оренбургской области пласты Б2 и Т1 изучены керновыми исследованиями на месторождениях, расположенных преимущественно в центральной части – в районе Бобровско-Покровского вала Бузулукской впадины. Поэтому далее рассматриваются физико-гидродинамические характеристики пластов, определенные по керну этих месторождений (отобранных по значениям геолого-физических параметров, наиболее близким к Карповскому). Принятие Квыт по месторождениям-аналогам или ближайшим месторождениям не представляется возможным, поскольку, ввиду отсутствия собственного керна, все значения получены по различным зависимостям – обобщенным, либо на керне отдельных месторождений, выбранным по усмотрению авторов утвержденных документов, и корреляция между этими значениями практически не прослеживается (табл. 1.6, 1.7).

Таблица 1.6

Геолого-физические характеристики месторождений-аналогов, пласт Б2

Параметры	Карповское	Западно-Степановское	Журавлевско-Степановское	Красноярское	Северо-Красноярское	Покровское	Ананьевское
Месторождения	аналоги	ближайшие	с исследован. керна
Средняя глубина, м	1671	1619	1650	1654	1581-1633	2316	2333
Тип залежи	пластово-сводовый, литол. экран.	пластово-сводовый	пластово-сводовый, литол. экран.	пластово-сводовый	пластово-сводовый, литол. экр.	пластовая сводовая	массивный
Тип коллектора	терриген. поровый	терриген. поровый	терриген. поровый	терриген. поровый	терриген. поровый	терриген. поровый	терриген. поровый
Пористость, %	18	18-19	19	21	19,8	20	18
Коэф. песчанистости, доли ед.	0,86	0,8	0,45	0,9	0,9-0,98	0,56	0,54
Расчлененность, ед.	1,3	1,6	1,89	1	1-1,38	4,7*	6,25*
Проницаемость, мкм2	0,45	0,2855	0,556	0,584	0,3986	0,775	0,4789
Вязкость нефти в пл. усл., мПаЧс	5,8	5,8	4,28	4,64	23,1	3,02	7,4
Рнас, МПа	5,5	4,69	5,6	5,5	5,5	6,3	4,26
Газосодержание нефти, м3/т	28,9	30,5	38	33,8	22,8	43	11,9
Квыт, доли ед.	0,68	0,63	0,696	0,698	0,641	0,68	0,649
Метод расчета Квыт	керн Покров-ского и Ананьевского м-й	Гипровостокнефть	керн Покровского и Ананьевского месторождений	по обобщ. завис. Гипровостокнефть	по обобщ. завис. Гипровостокнефть	собствен-ный керн	собствен-ный керн + керн Долгов. м-я

* - расчлененность по эффективной части коллектора

Таблица 1.7

Геолого-физические характеристики месторождений-аналогов, пласт Т1

Параметры	Карпов-ское	Западно-Степанов-ское	Журавлев-ско-Степа-новское	Красно-ярское	Северо-Красно-ярское	Ананьев-ское	Кодяков-ское	Шулаев-ское	Докучаев-ское
Месторождения	аналоги	ближай-шие	с исследованиями керна
Средняя глуб., м	1689	1631	1680	1665	1614-1628	2370	2493,6	2631	2706
Тип залежи	массивн.	массивн.-пластов.	массивн.	массивн.	массивн.	массивн.	массивн.	пласт,-сводов.	пласт,-свод,
Тип коллектора	карбонат. поровый	карбонат. поровый	карбонат. трещ,-пор,	карбонат.	карбонат.	карбонат.	карбонат.	карбонат.	карбонат.
Пористость, %	12	сен,14	10	14	14	0,13	0,125	0,113	0,15
Коэф. песчани-стости, д. ед.	0,74	0,85	0,51	0,5	0,91	0,63	0,7	0,46	0,93
Расчлененность, ед.	2,48	3	6,28	4	1,6	13,6*	15,4*	3,37	4
Проницаемость, мкм2	0,026	0,0396	0,0194	0,046	0,0196	0,0799	0,069	0,0191	0,0363
Вязкость нефти в пл. усл., мПаЧс	6,61	4,9	4,28	5,05	10,6-15,7	5,5	1,89	1,66	3,6
Рнас, МПа	4,32	4,69-5,4	5,6	5,5	6-6,6	4,83	7,03	3,7	6,12
Газосодержание нефти, м3/т	30,5	28,9	38	34,1	26,7	19,4	51,25	32,4-37,8	42,7
Квыт, доли ед.	0,62	0,57	0,564	0,673	0,604	0,666	0,62	0,638	0,648
Метод расчета Квыт	керн Шу-лаев., Ко-дяковс., Докучаев. и Ананьев. м-й	керн Школь-ного и Спасского м-ий	керн Кодяков-ского, Шулаев-ского и Докучаев-ского м-й	по обобщ. завис. Гипровостокнефть	по обобщ. завис. Гипровостокнефть	собств. керн+керн Сорочин-ско-Николь-ского м-я	по обобщ. завис. Гипровостокнефть	по аналогам из-за недостат. иссл. собств. керна	собствен-ный керн

* - расчлененность по эффективной коллектора