2. Основные коллекторские свойства продуктивных пластов

Породы-коллекторы Акташской площади Ново-Елховского месторождения подразделяются на два класса: высокопродуктивные (абсолютная проницаемость более 0,1 мкм²) и малопродуктивные (0,03-0,1мкм²). В свою очередь, в высокопродуктивных выделено две подгруппы: первая – высокопродуктивные неглинистые коллекторы (объемная глинистость менее 2,0%), вторая - высокопродуктивные глинистые коллекторы (объемная глинистость более 2,0%). В группе малопродуктивных коллекторов глинистость более 2,0%. Породы с проницаемостью менее 0,03 мкм² отнесены к промышленно непродуктивным. В целом по рассматриваемым отложениям средняя пористость по горизонту составляет 20,0%, проницаемость - 0,657мкм², а нефтенасыщенность - 0,798 (таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Коллекторские свойства продуктивных пород Акташской площади Ново-Елховского месторождения

Пласт, горизонт	Группы пород-коллекторов
	I			( I )			2
	m д.ед	Kпр мкм2	н.нас д.ед.	m д.ед	Kпр мкм2	н.нас, д.ед.		m д.ед	Kпр мкм2	н.нас, д.ед.
Д1	0,206	0,845	0,853	0,184	0,36	0,763		0,158	0,077	0,731
Д1а	0,206	0,776	0,819	0,192	0,29	0,739		0,158	0,062	0,72
ДI б1	0,212	0,885	0,844	0,188	0,246	0,758		0,157	0,063	0,723
ДI б2+3	0,219	0,953	0,847	0,192	0,294	0,754		0,157	0,057	0,714
ДI в	0,215	0,99	0,845	0,182	0,197	0,746		0,153	0,058	0,714
ДI г	0,215	0,936	0,837	0,183	0,349	0,747		0,157	0,093	0,688
ДI д	0,184	0,347	0,722	-	-	-		-	-	-
ДI (среднее)	0,208	0,814	0,819	0,187	0,275	0,749		0,156	0,067	0,712

В то же время установлено, что по параметрам, характеризующим их коллекторские свойства, они различаются как в среднем, так и по группам коллекторов. Так, пористость по пластам в среднем изменяется от 18,4% до 21,1%. По высокопродуктивным неглинистым коллекторам она равна 20,8%, а по малопродуктивным лишь 15,6%.

Аналогичная тенденция ухудшения коллекторских свойств от высокопродуктивных к малопродуктивным прослеживается также по проницаемости и нефтенасыщенности.

Пласты различаются по величине площади, занимаемой продуктивными коллекторами. Это видно по таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Площадь продуктивных коллекторов по пластам Акташской площади Ново-Елховского месторождения

Пласты	Площади (га и % от площади коллектора по пласту)							Площади водонефтяных зон и % от пл-ди коллектора		Доля пл-ди кол-ов от администра- тивной площади
	I группа		( I ) группа		2 группа		Всего по пласту
	га	%	га	%	га	%	га	га	%
Д0	12919	63.2	3834	18.7	3711	18.1	20464	1408	6.9	0.429
ДIa	4008	37.8	3109	29.4	3473	32.8	10590	1328	12.5	0.222
ДIбI	6603	48.4	3595	26.4	3442	25.2	13640	1970	14.4	0.286
ДIб2+3	9964	48.3	5502	26.7	5144	25	20610	1752	8.5	0.433
ДIв	5994	73	888	10.8	1327	16.2	8209	4670	56.9	0.172
ДIг	4239	81.7	369	7.1	580	11.2	5188	3289	63.4	0.109
ДIд	45	100	_-_	-	-	-	45	28	62.2	0.001

В настоящее время доля площади продуктивных коллекторов по отношению к административной составляет по пласту "Д₀" – 0,43, по "а"- 0,22, по "б₁"– 0,29, по "б₂₊₃" – 0,43, по "в" – 0,17, по "г" - 0,11. Как видим, наибольшими значениями характеризуются пласты "Д₀" и "б₂₊₃". По пластам "Д₀", "в" и "г" значительна площадь высокопродуктивных коллекторов, доля которой изменяется по пластам от 81,7% (пласт "г") до 63,2% (пласт "Д₀"). Наиболее значительна площадь малопродуктивных коллекторов по пластам "а", "б₁" и "б₂₊₃", в водонефтяной зоне - по пластам "в" и "г".

В работе большой объем исследований по анализу кернового материала проведен в лаборатории петрофизических исследований ТатНИПИнефть Юдинцевым Е.А. и Ахметовым В.Н. Эти исследования были направлены на изучение коллекторских свойств продуктивных отложений, смачиваемости пород и относительных фазовых проницаемостей, а также коэффициентов вытеснения. Ниже представлена (в таблице 2.3) характеристика коллекторских свойств и значения нефтенасыщенности по Акташской площади.

Таблица 2.3 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности по Акташской площади

Наименование	Проницаемость, 10-3 мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная н.нас-ть, доли ед.	Насыщенность связанной водой, доли ед.
Кыновский горизонт
Кол-во скважин, шт.	21	23	22	22
Кол-во определений,шт	374	391	333	333
Ср. значение	768 (ариф.) 593 (геом.)	0,195	0,886	0,114
Кол-во вариации, д.ед.	0,790	0,119	0,094	0,729
Интервал изменения	25,9-4206	0,101-0,282	0,382-0,985	0,015-0,618
Пашийский горизонт
Кол-во скважин, шт.	38	38	34	34
Кол-во определений, шт.	1109	1125	964	964
Ср. значение	682 (ариф.) 491 (геом.)	0,203	0,860	0,140
Кол-во вариации, д.ед.	0,767	0,124	0,101	0,620
Интервал изменения	18,5-4084	0,083-0,268	0,285-0,993	0,007-0,715

Как видно из таблицы 2.3, по представительному количеству образцов и определений были обоснованы параметры, характеризующие коллекторские свойства отложений. Кроме средних значений, приведены интервалы изменения этих параметров и они порой значительны, что указывает на неоднородность отложений. По отложениям кыновского горизонта среднее значение проницаемости равно 0,768 мкм², пористости - 0,195, нефтенасыщенности – 0,886 и насыщенности связанной водой – 0,114. По отложениям пашийского горизонта средние значения этих параметров равны, соответственно, 0,682 мкм², 0,203, 0,860 и 0,140.

Рассматриваемые отложения отличаются неоднородным строением как по разрезу, так и по площади, о чем свидетельствуют данные таблицы 2.4.

Таблица 2.4 - Коэффициенты песчанистости и расчлененности по Акташской площади

Горизонт (пласт)	Коэф-т песчанистости (в целом / по продукт. части), д.ед.			Коэф-т расчлененности, (в целом / по продукт. части), д.ед.
	кол-во скв.	ср. значение	коэф-т. вариации	кол-во скважин	ср. значение	коэф-т. вариации
Кын-ий, Д0	709 / 643	0,365 / 0,330	0,25 / 0,22	707 / 699	1,13 / 1,12	0,329 / 0,329
Паш-ий, Д1	790 / 444	0,565 / 0,465	0,327 / 1,944	790 / 446	3,53 / 2,75	0,402 / 0,509

В таблице 2.4 значения коэффициентов песчанистости (К_пес) и расчлененности (К_р) представлены как в целом по кыновскому и пашийскому горизонтам, так и по их продуктивной части. Можно отметить, что приведенные показатели вполне закономерно различаются при общей характеристике объекта.

Так, например, песчанистость в целом по пашийскому горизонту в целом равна 0,565, а по его продуктивной части - 0,465; по кыновскому горизонту, соответственно, 0,365 и 0,330. При анализе величин К_р видно, что, по пашийскому горизонту этот коэффициент в целом составляет 3,5, а по продуктивной части - 2,8, т.е. в среднем в каждой из скважин площади при бурении вскрывалось от 3 до 4 продуктивных пластов. По кыновскому горизонту эти величины равны, соответственно, 1,13 и 1,12, т.е. в большей части скважин вскрывался один пласт.

Характеризуя в целом строение эксплуатационного объекта, можно отметить, что геологическая модель площади отличается значительной неоднородностью строения слагающих их коллекторов, различием коллекторских свойств выделяемых групп и характерной для площади ограниченностью площадного распространения продуктивных отложений. Несомненно, что все это являлось в целом осложняющим фактором на протяжении всего периода разработки площади.

3. Состав и физико–химические свойства флюидов

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 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 ЛХМ-8М, ХРОМ-5.

Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 “Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений”.

Нефть терригенного девона сернистая, парафиновая, смолистая. Средние значения основных параметров нефти по горизонтам характеризуются следующими величинами: давление насыщения – по кыновскому 2,8МПа и по пашийскому - 2,6МПа, газосодержание - 39,9м³/т и 40,2м³/т, объемный коэффициент при однократном разгазировании - 1,16 и 1,162, вязкость составляет 3,2мПас и 3,1мПас.

Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность кыновской пластовой нефти равна 820,0кг/м³, пашийской - 823,0кг/м³; сепарированной кыновской 892 кг/м³, пашийской – 897,8кг/м³.

Свойства нефти и пластовой воды приведены в таблице 3.1. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти приведены в таблице 3.2.

Наименование	Кыновский горизонт											Пашийский горизонт											Бобриковский горизонт
	Кол-во					Диапазон изменения			Ср. зн-е			Кол-во					Диапазон изменения			Ср. зн-е			Кол-во						Диапазон изменения			Ср. зн-е
	скв-н			проб								скв-н			проб								скв-н			проб
Нефть
Давление насыщения газом, МПа	7			15			2.36 - 3.50	2.8					28			59		2.40-3.6			2.9			17			21			2.30–4.60			3.67
Газосодержание, при однократном разгазировании, м3/т	7			15			35,52 - 50,33	39.9					28			59		40.21-55.42			40.2			17			21			10.23-25.14			17.24
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, д. ед.	7			15			0.82-1,53	1.16					28			59		0.75-1.20			1.19			17			21			1.03-1.08			1.05
Объемный к-т при диф-ом разгаз-нии в раб. усл., доли ед.	7			15			0,91 – 1,64	1.15					28			59		0.85-1.22			1.18			17			21			1.02-1.07			1.04
Плотность, кг/м3	7			15			805 - 898	892					28			59		800-895			893.3			17			21			900-911			905
Вязкость, мПа*с	7			15			31.1 – 35.4	32					28			59		32.0-35.21			33.23			17			21			14.81-42.72			38.62
Пластовая вода
Объемный коэффициент, доли ед.		-	-		-						0. 19			-	-				-			0.21			-	-		-			-
Вязкость, мПа*с		93	93		17.3 – 20.0						18.9			93	93				17.3 – 20.0			19.6			14	14		15.0-17.5			16.8
Общая минерализация, г / л		93	93		234 - 305,65						277.57			93	93				234,6 - 305,5			277.5			14	14		217,3-265,8			242,28
Плотность, кг/м3		93	93		1185,9-1193,0						1190			93	93				1186,9 - 1192,0			1198			14	14		1183-1100			1188

Таблица 3.1 - Свойства нефти и пластовой воды Акташской площади Ново-Елховского месторождени

Таблица 3.2 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти продуктивных Акташской площади Ново-Елховского месторождения

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
	Пашийский горизонт					Кыновский горизонт
	Выделившийся газ		Нефть		Выделившийся газ			Нефть
	масс. доля, %	мольн. доля, %	масс. доля, %	мольн. доля, %	масс. доля, %		мольн. доля, %	масс. доля, %	мольн. доля, %
Сероводород	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00		0.00	0.00	0.00
Углекислый газ	0.96	0.70	0.00	0.00	0.98		0.70	0.00	0.00
Азот+редкие	9.18	10.50	0.00	0.00	8.43		9.50	0.00	0.00
в том числе:
Гелий	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.		не опр.	не опр.	не опр.
Метан	19.42	38.80	0.01	0.140	21.69		42.70	0.01	0.137
Этан	16.99	18.10	0.01	0.075	15.90		16.70	0.08	0.586
Пропан	25.18	18.30	0.08	0.409	23.45		16.80	0.30	1.499
i-Бутан	4.17	2.30	0.08	0.310	4.78		2.60	0.13	0.493
n-Бутан	11.61	6.40	0.21	0.814	10.86		5.90	0.50	1.895
i-Пентан	4.28	1.90	0.37	1.155	2.74		1.20	0.51	1.557
n-Пентан	4.28	1.90	0.31	0.968	5.03		2.20	0.55	1.679
Гексан+высшие	3.92	1.10	98.93	96.130	6.15		1.70	97.92	92.153
Молекулярная масса	33.43	33.43	225.2	225.2	34.63		34.63	220.3	220.3
Плотность:	6.23E-06	3E-06	1.8E-05	1E-05	6.23E-06		2.66E-05	6.8E-05	2.2E-05
газа, кг/м3	1.39	1.39			1.44		1.44
(по воздуху),доли ед.	1.153	1.153			1.194		1.194
нефти,кг/м3			865.0	865.0				871.8	871.8

Как видно из таблиц 3.1 и 3.2, по данным анализов поверхностных проб, нефть пашийского и кыновского горизонтов может квалифицироваться как средняя. По содержанию серы (1,6–1,8% масс), парафина (1,97-1,1,89% масс) нефти являются сернистыми и парафинистыми.

Кинематическая вязкость при 20^оС составляет по кыновской нефти 3210^-3Па∙с, а по пашийской – 3910^-3Па∙с.

По всем объектам нефть недонасыщена газом - давление насыщения составляет всего 35-48% начального пластового. Различий в свойствах нефтей по территории месторождения не отмечается.

В таблице 3.3 представлено содержание ионов и примесей в пластовой воде пашийско-кыновских отложений Акташской площади.

Таблица 3.3 - Содержание ионов и примесей в пластовой воде пашийско-кыновских отложений Акташской площади

Содержание ионов, моль/м3 и примесей, г/м3	Количество исследований		Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Cl -2	93	93	4122,96 - 5334,74	4858,94
SO4	93	93	0,01 - 3,27	0,38
Н2 СО3	93	93	0,02 - 1,88	0,73
Ca+2	93	93	446,39 - 601,52	521,5
Mg+2	93	93	98,0 - 202,27	163,82
К+ + Na+	93	93	2747,81 - 4009,66	33496,57
Примеси			не опр.	не опр.
рН	93	20	3,70 - 6,70	4,93

Результаты изучения состава и свойств вод, приведенные в таблице 3.3 свидетельствуют о том, что воды, насыщающие эти отложения, представляют собой высокоминерализованные растворы хлоркальциевого типа (по Сулину В.А.) с минерализацией от 234,62 до 305,65г/л (в среднем 277,57г/л). Для них характерен следующий ионно-солевой состав (в моль/м³): CL^- - 4858,94; SO₄ ^-2 - 0,38; HCO₃^- - 0,73; Ca⁺² - 521,5; Mg²⁺ - 163,82; K⁺ + Na⁺ - 3496,57. Плотность вод составляет 1185,9-1193кг/м³ (в среднем 1190,0 кг/м³), вязкость - 17,3-20,0мПа.с (в среднем 18,9 мПа.с); газонасыщенность вод равна в среднем 0,39м³/т, объемный коэффициент нефти – 1,16. Упругость газа составляет 5,0 –10,0мПа, газовый состав вод - азотно-метановый.

Делая вывод по разделу, можно сказать, что по данным гидрогеологических исследований установлено, что водовмещающими породами кыновско-пашийских отложений являются песчано-алевритовые разности терригенных отложений. Дебиты скважин, давших при опробовании воду, колеблются в пределах от 1 до 450 м³/сут при различных динамических уровнях. Режим залежи упруго-водонапорный. Нефть Акташской площади Ново-Елховского месторождения сернистая, парафинистая, смолистая. По всем объектам нефть недонасыщена газом - давление насыщения составляет всего 35-48% начального пластового. Различий в свойствах нефтей по территории месторождения не отмечается.