Геологи Альметьевской площади

В целом для характеристики коллекторских свойств пласта До и горизонта Д₁ использованы результаты геофизических исследований скважин ввиду преобладающего их количества, эта информация приведена в таблице 1.2.1.

Таблица 1.2.1

Коллекторские свойства пластов пашийско-кыновских отложений  Альметьевской площади

Пласты	Группы пород									Всего
	1			(1)			2
	пористость*, д.ед.	проницаемость*, д.ед.	нефтенас**,  д.ед.	пористость*, д.ед.	проницаемость*, д.ед.	нефтенас**,  д.ед.	пористость*, д.ед.	проницаемость*,  д.ед.	ннефтенас**, д.ед.	пористость*, д.ед.	проницаемость*,  д.ед.	нефтенас**, д.ед.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Д0	0,214	0,6921	0,814	0,199	0,4082	0,76	0,169	0,2498	0,707	0.197	0,4726	0,771
Д1	0,205	0,5707	0,826	0,185	0,3005	0,761	0,151	0,1196	0,676	0,186	"07327	0,7775
Д1б1	0,216	0,6832	0,835	0,197	0,45	0,766	0,159	0,1256	0,688	0,19	0,4058	0,769
Д1б2	0,216	0,6792	0,829	0,202	0,4556	0,755	0,159	0,1258	0,685	0,193	0,426	0,766
Д1б3	0,214	0,6822	0,829	0,202	0,4269	0,746	0,156	0,1122	0,669	0,199	0,4855	0,778

Продолжение таблицы 1.2.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Д1в	0,21	0,6739	0,821	0,182	0,3257	0,762	0,146	0,1092	0,681	0,2	0,5657	0,801
Д1г1	0,207	0,6065	0,797	0,177	0,2915	0,709	0,148	0,1841	0,666	0,196	0,5151	0,775
Д1г2+3	0,211	0,665	0,803	0,173	0,2668	0,671	0,146	0,1022	0,639	0,201	0,5812	0,78
Д1д	0,21	0,5911	0,819	0,185	0,2987	0,619	0,143	0,0672	0,665	0,202	0,512	0,786
всего	0,21	0,6456	0,817	0,192	0,3725	0,749	0,156	0,1487	0,683	0,195	0,4834	0,778

* - средневзвешенная  по толщине

** - средневзвешенная по толщине и пористости

 

Из таблицы видно, что пористость по горизонту Д_о изменяется от 0,197 до 0,214. По горизонту Д₁ пористость различается по пластам и по группам коллекторов. Так, по высокопродуктивным коллекторам пористость изменяется от 0,205 (пласт «а») до 0,216 (пласты «б₁», «б₂»), по высокопродуктивным глинистым от 0,173 (пласт «г₂₊₃») до 0,202 (пласт «б₂», «б₃»), по малопродуктивным от 0,143 (пласт «д») до 0,159 (пласт «б₁», «б₂»). Тенденцию ухудшения коллекторских свойств от высокопродуктивных к малопродуктивным можно проследить также по проницаемости и нефтенасыщенности. Таким образом, рассматривая характер и особенности строения горизонтов Д_о и Д₁ необходимо отметить их высокую неоднородность как по площади, так и по разрезу.

Высокопродуктивные глинистые  коллекторы по емкостным свойствам  и насыщению занимают промежуточное положение между двумя другими группами коллекторов. Рассматривая характер изменения абсолютной проницаемости по разрезу, можно отметить, что выявляется тенденция ее увеличения сверху вниз. Аналогичная закономерность просматривается и в изменении нефтенасыщенности пластов-коллекторов и их пористости. Это связано с различным долевым соотношением коллекторов различных групп в пластах объекта.

Особенности распределения проницаемости по горизонту Д_о, горизонту Д₁. По Д_о и Д₁ 76,7% определений сосредоточено в интервале до

0,700 мкм². По группе малопродуктивных коллекторов число определений

характеризуется следующими значениями: Д_о -12,6%, Д₁ -  15,7%,Д₀+Д₁ -  14,7%. В целом по количеству определений с наибольшим их количеством (более 4%) от общего числа выделяются следующие интервалы: по Д_о от 0,160 до 0,500 мкм², по Д₁ - от 0,160 до 0,550 мкм², по Д_о+Д₁) - от 0,160 до 0,550 мкм², в то же время достаточно большое число интервалов характеризуется небольшим количеством определений от 0,03 до 1,21% (по Д₀) и от 0,07 до 1,25% (по Д₁).

Таким образом, данные таблицы указывают на наличие значительной неоднородности эксплуатационного объекта по проницаемости. Коллекторы горизонтов Д_о и Д₁ являются терригенными, с гранулярным типом пористости. Пористость по горизонту Д_о изменяется от 0,197 до 0,214. По горизонту Д₁ пористость различается по пластам и по группам коллекторов. Так, по высокопродуктивным коллекторам пористость изменяется от 0,205 (пласт «а») до 0,216 (пласты «б₁», «б₂»), по высокопродуктивным глинистым от 0,173 (пласт «г₂₊₃») до 0,202 (пласт «б₂», «б₃»), по малопродуктивным от 0,143 (пласт «д») до 0,159 (пласт «б₁», «б₂»). [8]

 

 

 

1.3 СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ АЛЬМЕТЬЕВСКОЙ ПЛОЩАДИ

 

Исследование  физико-химических свойств нефтей в  пластовых и поверхностных условиях проводились по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа «Кристалл-2000М». Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».

Всего по Альметьевской  площади проанализировано: пластовых - 246 проб, поверхностных - 246 проб. Ниже приводится краткая характеристика нефти по горизонтам.

Исследование  свойств нефти кыновского горизонта  в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 40 скважин, данные представлены в таблице 1.3.1.

Таблица 1.3.1

Свойства  пластовой нефти по кыновскому горизонту

 

Параметр	Кол-во исследованных		Среднее значение
	скважин	проб
Давление насыщения  газом, МПа	40	120	9,05
Газосодержание, м3/т	40	120	71,58
Плотность, кг/ м3	40	120	0,8185
Вязкость, мПа·с	40	120	19,16
Объемный коэф. при дифференц-м разгазировании в раб.усл, д.ед.	40	120	1,15
Пластовая температура, °С			40

Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 120 проб, следующие: давление насыщения - 9,05 МПа, газосодержание - 71,6 м³/сут., объемный коэффициент - 1,1525, динамическая вязкость пластовой нефти составляет   19,2 мПа·с.   Плотность   пластовой   нефти - 819,0   кг/м ³, сепарированной - 864,0 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы - 1,4% по массе нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20°С составляет 19,5 мм²/с.

Исследование  свойств нефти пашийского горизонта  в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 42 скважин, данные исследований занесены в таблицу 1.3.2.

Таблица 1.3.2

Свойства  пластовой нефти по пашийскому горизонту

Параметр	Кол-во исследованных		Среднее значение
	скважин	проб
Давление насыщения газом,МПа	42	126	8,4
Газосодержание, м3/т	42	126	65,2
Плотность, кг/ м3	42	126	0,7979
Вязкость, мПа·с	42	126	4,28
Объемный коэф. при дифферен-ом разгазировании в раб.усл, д.ед.	42	126	1,15

 

Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 126 проб, следующие: давление насыщения - 8,37 МПа, газосодержание - 65,2 м³/т, объемный коэффициент - 1,1604, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 4,3 мПа·с. Плотность пластовой нефти - 798,0 кг/м³, сепарированной - 859,0 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы - 1,4% по массе нефть пашийского горизонта является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20°С составляет 19,1 мм²/с.

 

Таблица 1.3.3

Компонентный состав нефтяного  газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) по пласту Д_о

Параметр	При однократном разга-зировании пластовой нфти в станд.усл.		Пластовая нефть
	Выделившийся газ	нефть
Сероводород	0,02		0,00
Углекислый газ	0,17		0,083
Азот+редкие	6,44		0,585
В т.ч                           метан	44,96	0,146	0,896
этан	22,17	0,366	1,325
пропан	15,51	1,858	2,338
изобутан	2,03	0,695	0,594
н. бутан	5,21	3,524	1,286
изопентан	1,51	2,109	1,077
н.пентан	1,31	2,028	1,391
Гексаны+высшие	0,68	89,274	87,903
Молекулярная масса	26,61	234,1	147,7
-газа	1,11
-нефти, кг/ м3		866,6	818,5