Характеристика продуктивных горизонтов по данным анализа керна

Литолого-петрофизическая характеристика продуктивных отложений приводится по данным подсчета запасов [Подсчет запасов нефти и газа Ярино-Каменноложского месторождения, Пермь, 1961] и последующих проектных документов на разработку.

Башкирский и серпуховской ярусы. Пласты Бш+Срп

Пласты представлены известняками органогенно-обломочными, биоморфными, биоморфно-детритусовыми, пелитоморфными, микро и тонкозернистыми. Выявлены плотные глинистые известняки. Различие по составу и процентному содержанию органических остатков и степени цементации, слагающих породу зерен сказывается в основном на величине пористости.

Органогенно-детритусовые известняки более плотные, чем биоморфные, отмечаются слабой глинистостью и различным составом слагающего детрита. Отмечаются окатанные обломки пелитоморфного глинистого известняка размером до 0, 6мм.

Фильтрационно-емкостные свойства для башкирско-серпуховского интервала разреза по керновым данным изучены явно недостаточно. Принятые средние значения ФЕС, как расчетное среднее от числа проницаемых прослоев, очень низкие и, на наш взгляд, не могут достоверно характеризовать свойства коллекторов башкирско-серпуховской залежи, поэтому в дальнейшем все характеристики ФЕС даны по данным промыслово-геофизических исследований.

Обоснование граничных значений пористости и проницаемости приводилось по результатам анализа образцов керна, достаточного для определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов продуктивных отложений. Утвержденные в подсчете запасов значения параметров, приняты при интерпретации данных ГИС и составляют К_п^гр=0, 08 и К_пр^гр=0, 0008 мкм².

Среднее значение пористости составляет 16, 5% по Каменноложской площади и 14% по Яринской площади. Проницаемость в целом по месторождению по ГДИ – 0, 032 мкм², нефтенасыщенность по ГИС – 76, 4%.

5. Свойства и состав нефти, газа и воды

Первые глубинные пробы пластовых флюидов на месторождении были получены в период проведения разведочных работ в 1954-55 г.г. в скважинах 1 и 2. В последующем, почти за полувековой период разработки месторождения свойства нефти и газа изучены достаточно полно. Экспериментальные исследования проводились по методике однократного разгазирования, а подробная сводка и детальная характеристика свойств флюидов всем продуктивным пластам приведена в отчете по авторскому надзору за реализацией технологических решений систем разработки месторождений НГДУ " Полазнефть" (1991).

В связи с этим в настоящем проекте представлены основные выводы по параметрам пластовых флюидов, пересчитанных на условия дифференциального разгазирования, согласно последним требованиям ГКЗ, по уравнениям регрессии, полученным по большому числу фактического материала при высоком (около 0, 9) коэффициенте корреляции.

. Башкирско-серпуховской пласт

Пробы пластовой нефти по башкирско-серпуховской залежи отобраны из скважин 24 и 541 в 1957 и 1959 гг. Плотность нефти была 0, 749 – 0, 778 г/см³, при среднем значении 0, 762г/см³, газонасыщенность – 114-126, 5 м³/т, а давление насыщения колебалось в пределах 12.1 – 15.3 МПа. В дальнейшем, вплоть до 1977 г. отбирались только поверхностные пробы. Так в скважинах 3.9, 19, 22 в период 1955-58 гг. были отобраны поверхностные пробы нефти, средняя плотность которых составила 0, 836 г/см³, вязкость – 8, 6 мм²/с, а выход бензиновых фракций – 30%. Несколько легче оказалась проба в скважине 12 (1960) – плотность – 0, 824 г/см³, вязкость 5, 26 мм²/с, а в 1963 г. плотность ее снизилась до 0, 822 г/см³, а вязкость – до 4, 86 мм²/с. Точка начала кипения опустилась с 52⁰С до 41⁰С.

По пробам 1964 г. в скважинах 271, 367, 374 и 361 плотность нефти изменялась в диапазоне 0, 824 – 0, 841 г/см³, при среднем значении 0, 835 г/см³, а вязкость – 6, 3 мм²/с. С началом закачки (1965) резкого изменения свойств нефти не произошло. Средняя плотность по анализам 1967 г. составила 0, 833 г/см³, при колебаниях 0, 821 – 0, 844 г/см³. По данным анализов 1972 г. несколько возросло содержание смол и парафинов.

К этому времени произошло значительное падение пластовых давлений, и забойные деления по скважинам были в среднем на 28% ниже давления насыщения. На куполах отмечался режим растворенного газа, происходило разгазирование нефти в пластовых условиях. Газовый фактор глубинной пробы по скважине 56 составила 86, 5 м³/т, давление насыщения снизилось до 5, 1 МПа, а объемный коэффициент составил 1, 195.

Результаты проб нефти отобранных в 1990 г. свидетельствуют об увеличении ее плотности до 0, 841 – 0, 845 г/см³.

Таким образом, по результатам проведенных исследований и расчетов, нефть данного пласта по товарной характеристике относится к категории сернистых, высокосмолистых и высокопарафинистых флюидов и характеризуется как средняя по плотности. Во фракционном составе данной нефти отмечается достаточно высокое содержание бензиновых фракций (н.к. - 200⁰С). Характеристика дегазированной нефти приведена в таблице 2.5.

Состав нефтяного газа по пробам периода разведки и более поздним анализам так же несколько отличается. Он стал легче за счет уменьшения доли пропаново-бутановой фракции и большей доли метана – на 3%, почти вдвое уменьшилось содержание азота.

По углеводородному составу растворенный в нефти газ, выделившийся при дифференциальном разгазировании представлен достаточно высоким уровнем содержания гомологов метана, что обуславливает высокую жирность газа, которая составляет 55, 36 %.