1.5 Характеристика залежи и физико-химические свойства нефти, газа и воды

Бобриковский горизонт включает в себя 3 пласта, эксплуатирующихся совместно.

В пласте C_VI1 выявлена 61 залежь. Наиболее крупная расположена в центральной части Туймазинской структуры. Залежь с трёх сторон литологически экранирована, на юге имеется водонефтяной контакт на отметке - 955 м. Залежь структурно-литологического типа.

Остальные залежи небольших размеров литологического, структурно-литологического типа. ВНК залежей находится на отметках от -955 до -966 метров.

Коллекторы пласта C_VI2 залегают полосами и линзами различной формы по всей площади месторождения. Отмечается общая направленность полос с северо-запада на юго-восток.

Всего в пласте C_VI2 выявлено 32 залежи структурно-литологического и реже литологического типа. Форма и размеры залежей определяются как положением на структуре, так и развитием коллекторов.

На Туймазинской площади пласт C_VI3 залегает, в основном, в виде извилистых полос. Как и по пласту C_VI2 наблюдается общая субмеридиональная направленность полос.

Всего в пласте C_VI3 установлено 35 залежей. Водонефтяные контакты залежей находятся на отметках -952 - 966 м Туймазинская площадь. Повышенные отметки ВНК, как и по пласту C_VI2 наблюдаются в сводовой части Туймазинской структуры. В скв. 1022 отмечается аномально высокая отметка (-947,4 м).

По сводному контуру пласты C_VI1, C_VI2, C_VI3 нефтеносны на большей части месторождения. Средняя нефтенасыщенная толщина коллекторов бобриковского горизонта составляет 2,9 м. Для всех пластов коэффициент расчленнёности равен 1,1, а в целом для терригенной толщи нижнего карбона - 1,5; коэффициент песчанистости - 0,26.

Исходная геолого-физическая характеристика бобриковского горизонта представлена в таблице 2.

Таблица 2 – Исходная геолого-физическая характеристика бобриковского го- ризонта

Показатели

Свв

1. Средняя глубина залегания, м 2. Тип залежи 3. Тип коллектора 4. Площадь нефтеносности, тыс. м2 5. Средняя общая толщина, м 6. Средняя нефтенасыщенная толщина, м 7. Пористость 8. Средняя нефтенасыщенность 9. Проницаемость, мкм2 10. Коэффициент песчанистости 11. Коэффициент расчленённости 12. Начальная пластовая температура, 0С 13. Начальное пластовое давление, МПа 14. Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа*с 15. Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 16 Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 17. Абсолютная отметка ВНК, м 18. Объёмный коэффициент нефти 19. Содержание серы в нефти, % 20. Содержание парафина в нефти, % 21. Давление насыщения нефти газом, МПа 22. Газосодержание нефти, м3/т 23. Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с 24. Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 25. Средняя продуктивность, 10 м3/сут МПа 26. Начальные геологические запасы нефти, тыс. т, числящихся на балансе РГФ (А + В + С1) 27. Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т, числящихся на балансе РГФ (А + В + С1) 28. Коэффициент нефтеизвлечения

1050 Литологический, структурно-литологический Терр. Поровый 226000 11,0 2,9 0,22 0,83 0,562 0,26 1,5 17 10,8 12,4 0,864 0,888 -952-966 1,055 2,8-3,1 3,5-3,2 6,3 22 1,3 1,174 10,5 103964 37906 0,365

Свойства и состав нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам.

Исследования состава и свойств нефтей производились в лабораториях ЦНИПРа и НГДУ «Туймазанефть», а также в лаборатории исследования коллекторских свойств пластов и пластовых флюидов БашНИПИнефть.

Для изучения свойств пластовой нефти Туймазинского месторождения были исследованы 89 проб.

По пластам бобриковского горизонта - 9 проб из 9 скважин. Данные исследований приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Свойства пластовой нефти и воды

Наименование	Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
а) нефть
Давление насыщения, МПа	9	9	2,5 – 6,85	6,3
Газосодержание, м3/т	9	9	13,3 – 27,3	22,0
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	не определялся	не определялся	не определялся	не определялся
Плотность, кг/м3	9	9	856 – 879	864
Вязкость, мПа*с	9	9	7,6 – 14,2	12,4
Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях	9	9	1,022 – 1,064	1,055
Пластовая температура, 0С	9	9	-	17
б) Пластовая вода
Вязкость, мПа*с	-	-	-	1,3
Общая минерализация, г/л	2	2	253 – 257	255
Плотность, кг/м3	2	2	1172 – 1176	1174

В целом нефти терригенной толщи нижнего карбона, в среднем по Туймазинской площади высоковязкие (28,6 - 32,6 мПа*с при 20 ^оС), тяжёлые (886 - 891 кг/м³), смолистые (12,0 - 13,2 %), парафинистые (3,2 - 3,5 %).

Плотность воды бобриковского горизонта достигает 1176 кг/м³. В составе пластовых вод преобладают ионы хлора и натрия. Вязкость воды в пластовых условиях - 1,3 мПа*с.

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти бобриковского горизонта представлен в таблице 4; Свойства и характеристика поверхностных нефтей приведены в таблице 5.

Таблица 4 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти бобриковского горизонта

Наименование	При однократном рагазировании пластовой нефти в стандартных условиях		Пластовая нефть
	выделившейся газ	нефть
Сероводород	1,4	-	0,15
Углекислый газ	0,84	-	0,71
азот + редкие	10,62	-	4,26
в том числе:
гелий	0,018	-	-
метан	29,32	0,14	5,1
этан	18,34	0,38	3,18
пропан	21,49	2,57	6,17
изобутан	5,02	1,15	1,46
Н.бутан	8,15	3,35	4,46
изопентан	2,81	2,29	2,17
Н.пентан	1,66	4,09	3,86
гексаны + высшие	1,14	4,63	4,61
гептан	-	13,08	10,30
Остаток (С8 + высшие)	-	-	53,57
Молекулярная масса	34,5	2,34	200
Плотность газа оптимальная, кг/м3	-	-	-
Нефти, кг/м3	-	886	864

Таблица 5 - Свойства и характеристика поверхностных нефтей бобриковского горизонта

Показатель	C1 bb
Плотность при 20 С	0,886
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПас	20,0
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас	14,2
Газовый фактор, м3/т	21,5
Давление насыщения, МПа	5,6
Содержание, %
серы	2,8
смол	12,4
асфальтенов	5,1
парафина	3,4
Выкипает в процентах молей до:
100 С	3,8
200 С	19,3
300 С	39,0

Туймазинское месторождение в гидрогеологическом отношении расположено на западном борту Бельско-Уфимского артезианского бассейна. Осадочный чехол бассейна расчленяется на 3 водоносных яруса: верхний, средний и нижний.

К верхнему водоносному ярусу относятся отложения, залегающие выше кунгурской галогенной водоупорной толщи.

К среднему водоносному ярусу относятся терригенно-карбонатные отложения между кунгурским водоупором и кыновско-доманиковыми отложениями.

К нижнему водоносному ярусу относятся терригенные отложения девона.

В верхнем водоносном ярусе водоносные породы представлены прослоями и линзами песчано-алевролитовых отложений, реже известняков и мергелей. Водоупорами являются глинистые отложения. Залегание водоносных песчаников в мульдах обуславливает появление напорных пластовых вод.

Выходы родников и ключей приурочены к казанским и уфимским отложениям в долинах рек и на юго-восточном и восточном склонах Туймазинской структуры. Водоносные породы уфимских отложений проявляют себя при бурении разжижением глинистого раствора и переливанием. Воды верхнего водоносного яруса являются пресными или слабоминерализованными, гидрокарбонатно-натриевого или сульфатно-натриевого типов (по В. А. Сулину) минерализация их обычно не превышает 5-10 мг/экв. На 100 гр. раствора.

В среднем водоносном ярусе водоносные горизонты приурочены к пористо-кавернозным и трещиноватым карбонатным породам и реже к пластам песчаников и алевролитов. Внутри яруса выделяются 2 относительных водоупора: аргиллиты и мергели верейского горизонта и прослои аргиллитов в терригенной толще нижнего карбона.

По аналогии со Шкаповским месторождением, карбонатная часть разреза представляет чередование плотных и пористых разностей пород.

Последние довольно выдержаны по площади и в ряде случаев могут рассматриваться как водоносные горизонты. Суммарная мощность пористых разностей достигает 20-30% от общей мощности.

В карбонатных отложениях намюрского яруса и нижнефаменского отмечены интенсивные поглощения промывочной жидкости при бурении.

В терригенных отложениях нижнего карбона водоносный горизонт приурочен к песчаным пластам. Последние на Туймазинской площади являются промышленно-нефтеносными.

В водах, залегающих ниже кунгурского водоупора, возрастает общая минерализация, воды приобретают хлоридно-натриевый состав. Они представляют метаморфизованные рассолы в большинстве случаев хлор-кальциевого типа.