Геологическая часть (стр. 3 )

Коллекторские свойства песчано-алевролитовых отложений терригенного девона (па-шийский горизонт) Тоцко-Кинельского района хуже, чем известняков турнейского яруса. Воды довольно четко отличаются от вод вышележащих горизонтов почти по всем основным показателям: в составе резко возрастает содержание кальция (свыше 30 г/л) и брома (1350 - 1650 мг/л) появляется железо, исчезает сероводород.

В целом гидрогеологические продуктивные отложения Новомихайловского месторождения приурочены к франско-турнейскому водоносному комплексу Волго-Камского артезианского бассейна.

Специальные гидрогеологические исследования на месторождении не проводились. Со-став вод изучен по 16 пробам, отобранным из скважин Новомихайловского месторождения, а также соседних  месторождений: Казанское, Аксютовское, Осиновское, Боровское, Кушниковское, Ботвинское, Ашировское.

Пластовые воды франско-турнейского водоносного комплекса хлоркальциевого типа минерализацией 275,83-299,04 г/дм3, плотностью 1,180-1,190 г/см3. Содержание микрокомпонентов в них не определялось.

Режим залежи естественный водоупорный.

1.6 Коллекторские свойства

На Новомихайловском месторождении с целью изучения физико-литологических свойств продуктивных пластов отобран керн из трех скважин: разведочной – скв. 112 , эксплуатационных – скв. 114 ,116. Общая проходка с отбором керна составила 93 м, вынос керна – 54,65 м или  58,76 % от общей проходки с отбором керна (табл. 1.1).

Качество исследований керна по скважине 112 находится на низком уровне, и результаты исследований не используются для петрофизического обоснования коллекторов. В сентябре 2010 года проведены исследования керна скважины 114. В марте 2012 года были отобраны образцы керна и произведено описание по метровым срезам из скважины 116 и определены значения проницаемости по продуктивным пластам.

Определение открытой пористости образцов керна проводилось по стандартной методике Преображенского - методом насыщения с последующим гидростатическим взвешиванием. Нефтенасыщенность рассчитывалась путем определения остаточной воды методом центрифугирования (табл. 1.1).

К настоящему времени керн исследован на фильтрационно-емкостные свойства по скважинам 114 и 116. На образцах керна по продуктивным пластам, включая плотные пропластки, выполнено по пласту Б2 - 10 определений пористости, 70 - проницаемости, 5 - остаточной водонасыщенности. По пласту Т1 выполнено 63 определения пористости, 191 – проницаемости, 30 - остаточной водонасыщенности.

Определение открытой пористости проводилось методом насыщения водой и керосином, абсолютной газопроницаемости - методом фильтрации газа.

В связи с недостаточным количеством  собственного керна для характеристики ФЕС использовался керн по одновозрастному пласту Т1 Ботвинского месторождения. В общей сложности по всем продуктивным пластам, включая плотные пропластки, выполнено 159 определений пористости, 238 определений проницаемости и 30 определений нефтенасыщенности.

Расчет средних значений пористости и проницаемости производился по всей совокупности образцов, представляющих, с учетом нижних пределов коллекторских свойств, интервалы эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин.

По керну пористость пласта Т1 определена по 159 образцам. Значения пористости изменяются в интервале от 0,007 д. ед. до 0,16 д. ед. Среднее значение составляет 0,07 д. ед. (табл. 1.1).

Проницаемость определялась по 238 образцам керна, значение изменяется от 0,02 до 766,6⋅10-3 мкм2, среднее значение ее составляет 74,0⋅10-3 мкм2.

Коллекторские свойства пласта Б2 изучены по промыслово-геофизическим данным и керну.

По керну пористость пласта Б2 определена по 10 образцам. Значения пористости изменяются в интервале от 0,097 д. ед. до 0,249 д. ед. Среднее значение составляет  0,178 д. ед. (табл. 1.1) .

Проницаемость определялась по 70 образцам керна, значение изменяется от 210 до 2972⋅10-3 мкм2, среднее значение ее составляет 500⋅10-3 мкм2.

Таблица 1.1

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности по продуктивным пластам Новомихайловского месторождения

Метод определения	Наименование	Проницаемость, мкм2∙10-3	Пористость, доли ед.	Нефтенасыщенность, доли ед.
Пласт Б2
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	2	1	1
Количество определений, шт.	70	10	5
Среднее значение	500,0	0,178	0,833
Интервал изменения	210-2972,0	0,097-0,249	0,517-0,923
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	5	5	5
Количество определений, шт.	7	7	7
Средневзвешенное значение	186	0,195	0,883
Коэффициент вариации, доли ед.	0,850	0,103	0,069
Интервал изменения	11-506	0,155-0,217	0,78-0,94
Гидродинами-ческие исследования скважин	Количество скважин, шт.	Не опр	Не опр	Не опр
Количество определений, шт.	Не опр	Не опр	Не опр
Среднее значение	Не опр	Не опр	Не опр
Интервал изменения	Не опр	Не опр	Не опр
Принятые при проектировании	500	0,20	0,88
Пласт Т1
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	3	2	1
Количество определений, шт.	238	159	30
Среднее значение	74,0	0,07	0,744
Интервал изменения	20-766,6	0,007-0,16	0,517-0,883
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	6	6	6
Количество определений, шт.	68	69	68
Средневзвешенное значение	35	0,125	0,887
Коэффициент вариации, доли ед.	3,330	0,22	0,069
Интервал изменения	1-91	0,075-0,201	0,694-0,950
Гидродинами-ческие исследования скважин	Количество скважин, шт.	4	Не опр	Не опр
Количество определений, шт.	20	Не опр	Не опр
Среднее значение	29	Не опр	Не опр
Интервал изменения	2,0-171,0	Не опр	Не опр
Принятые при проектировании	74,0	0,13	0,90

1.7 Свойства и состав пластовых флюидов

С целью изучения физико-химических свойств углеводородов Новомихайловского месторождения проводился отбор поверхностных проб нефти, растворенного газа, глубинных проб нефти в соответствии с действующими инструктивными документами.

Исследования физико-химических свойств нефти и растворенного газа залежи нефти пласта Б2 не проводились и приняты по аналогии с одновозрастным пластом Березовского месторождения.

Свойства нефти пласта Б2 охарактеризованы по восьми глубинным пробам из шести скважин, и по 10 поверхностным пробам из шести скважин.

Физико-химические свойства нефти и растворенного газа залежи нефти пласта Т1 изучены по четырем глубинным, 14 поверхностных пробам нефти.

Пластовый воды по пласту Б2 изучались по семи поверхностным пробам.

Пластовые воды по пласту Т1 изучались по девяти поверхностным пробам.

Содержание углекислого газа и сероводорода определялось хроматографическим способом, содержание гелия в газах - газоадсорбционным методом на хроматографе ХЛ-4 м.

Компонентный состав пластовых флюидов определялся расчетом по методу материального баланса.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти пласта Б2 равна 0,874 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 4,01 МПа, газосодержание 19,0 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 7,02 мПа∙с (табл. 1.2).

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,896 г/см3, объемный коэффициент – 1,054, кинематическая вязкость 20,6 ССТ (табл. 1.3) .

По товарной характеристике нефть смолистая, парафинистая, высокосернистая, битуминозная.

Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, углеводородно-азотистого состава, с высоким содержанием метана, этана, пропана.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти пласта Т1 равна 0,853 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 3,73 МПа, газосодержание 35,27 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 4,6 мПа∙с (табл. 1.2).

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,857г/см3, объемный коэффициент – 1,063, кинематическая вязкость 12,9 ССТ (табл. 1.3).

По товарной характеристике нефть смолистая, парафинистая, высокосернистая, средняя по плотности.

Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, углеводородно-азотистого состава, с высоким содержанием пропана.

Пластовые воды отложений визейского яруса Новомихайловского месторождения относятся к водам хлоридно-кальциевого типа, с общей минерализацией 273,6 г/л.