1.2 Геолого-физическая характеристика Тульский горизонт Пласт Тл2-а

Нефтенасыщенная часть пласта довольно слабо освещена представительным керном – немногочисленными образцами из 7 скважин, из них в одной (скв. 45) на Южном куполе.

В нефтенасыщенной части это песчаники мелкозернистые алевритистые слабо глинистые и алевролит песчаный слабо глинистый.

На Северном поднятии средние пористость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта 13,8% по 13 определениям и 42,3*10^-3 мкм² по 11 определениям, на Южном поднятии – 13,8% по 13 определениям и 6,2*10^-3 мкм² по 1 определению. Коэффициенты вариации пористости 0,04.

Бобриковский горизонт Пласт Бб

Этот пласт наиболее полно охарактеризован керном.

Нефтенасыщенная часть пласта освещена представительным керном на Южном куполе в 5 скважинах (полнее других – в скв.: 17 и 201), и в 25 скважинах – на Северном (более полно – в скв.: 39, 41, 48, 77, 213, 220, 705 – на долю этих семи скважин приходится чуть более половины представительных определений пористости).

В нефтенасыщенной части на Южном куполе это песчаники, по составу – среднемелкозернистые, алевритистые, слабо глинистые. На Северном - значительно преобладают песчаники среднемелкозернистые, алевритистые, слабо известковисто-глинистые; распространены также песчаники мелкосреднезернистые, слабо глинистые, реже – алевролиты песчаные слабо глинистые.

Средние значения пористости и проницаемости нефтенасыщенной части пласта на Южном куполе – 17,3% по 86 определениям и 352,9*10^‑3 мкм² по 108 определениям. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,135 и 0,83. Распределение проницаемости имеет максимум в интервале 250-500*10^-3 мкм².

На Северном куполе получены значения средней пористости и проницаемости – 17,5% по 621 определению и 426,9*10^-3 мкм² по 578 определениям. Коэффициенты вариации соответственно 0,159 и 0,93. Распределение проницаемости нестабилизированное асимметричное с максимумом в интервале 250-500*10^-3 мкм².

Радаевский горизонт Пласт Мл

Нефтенасыщенная часть пласта представлена керном из трех скважин, полнее других – из скв.72 (более половины определений). Все скважины - на Северном куполе.

Нефтенасыщенная часть пласта, по данным микроописаний, сложена примерно в равном соотношении песчаниками мелкозернистыми и мелкосреднезернистыми. Мелкозернистые и среднемелкозернистые песчаники, нередко с алевритовой примесью, сложены полуокатанными, плохо и хорошо окатанными, угловатыми кварцевыми зернами, сцементированными, как правило, с помощью уплотнения зерен.

Средние пористость и проницаемость нефтенасыщенной части пласта высокие (лучше, чем в других продуктивных пластах) – 19,8% и 776,5*10^‑3 мкм² по 26 определениям. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,103 и 0,59 (выборки однородные). Распределение проницаемости нестабилизированное асимметричное с максимумом в интервале 500-1000*10^-3 мкм²

1.3Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Экспериментальные исследования коэффициента вытеснения (Квт) проведены в лаборатории исследования пород и флюидов в соответствии с требованиями ОСТа 39-195-86. Модель пласта комплектуется из 7‑11 образцов диаметром 0.026 м, общая длина ее достигает 0.26 м. Предварительно в каждом образце создается остаточная водонасыщенность методом капилляриметрии. Порядок компоновки составной модели принимается таким, что по направлению вытеснения каждый последующий образец имеет меньшую проницаемость. Отклонение проницаемости отдельных образцов от средней для модели не превышает 30%. При определении линейной скорости вытеснения учитывается соблюдение известных критериев подобия ₁ и ₂, расход воды поддерживается постоянным. Опыты проводятся на установке УИПК-1М с нефтями конкретных пластов. Перед процессом непосредственного вытеснения модель выдерживается при термобарических условиях, близких пластовым. Закачка воды в модель пласта ведется при скоростях, близких к реальным, до полного отсутствия нефти в вытесняемой жидкости и производится обычно в количестве 20-30 поровых объемов. Коэффициент вытеснения рассчитывается по объему вытесненной в ловушку нефти и водонасыщенности каждого из образцов после опыта, измеряемой в аппаратах Закса ЛП-4. Далее находится зависимость Квт от коэффициента подвижности (Кподв), представляющего отношение проницаемости коллектора по нефти (Кпр) к вязкости нефти ( ). На основании этой зависимости по значениям средней проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований, и вязкости нефти рассчитывается коэффициент вытеснения пласта в целом или его отдельных объектов разработки.

Башкирские отложения. Коэффициент вытеснения был определен экспериментально на трех моделях проницаемостью 0.167, 0.134 и 0.043 мкм². Вязкости использованных в опытах моделей нефти были соответственно 10.8, 10.2 и 13.0 мПа*с. Температура проведения опытов поддерживалась около 24.5 ⁰С. Коэффициенты вытеснения моделей составили соответственно 0.625, 0.618 и 0.535 д.ед., причем для модели с проницаемостью 0.043 мкм² значение Квт=0.535 является средним по двум определениям.

Данные определения коэффициента вытеснения башкирских отложений Юрчукского месторождения тесно коррелируют с результатами определения коэффициентов вытеснения для этих же отложений Логовского и Уньвинского месторождений Соликамской депрессии, расположенных соответственно севернее и южнее Юрчукского. По совокупности данных 6 моделей трех месторождений рассчитана следующая зависимость коэффициента нефтевытеснения от коэффициента подвижности:

Квт=0.0503 Ln Кподв + 0.8247

с высоким коэффициентом корреляции R=0.98.

На основании полученной зависимости при одинаковой вязкости нефти башкирских пластов Юрчукского месторождения, равной 10.86 мПа*с, рекомендуются следующие значения коэффициента вытеснения: пласт Бш₁ с проницаемостью 0.055 мкм² – Квт=0.559 д.ед., пласт Бш₂ с проницаемостью 0.033 мкм² – Квт=0.533 д.ед., пласт Бш₃ с проницаемостью 0.027 мкм² – Квт=0.523 д.ед..

Определения смачиваемости выполнены для 7 образцов из нефтенасыщенной части. Показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.07-0.54 и в среднем равен 0.28, что позволяет охарактеризовать поверхность башкирских пород как преимущественно гидрофобную.

Ввиду одинаковой проницаемости пласта Бш₁ в северном и южном районе использована одна кривая капиллярного давления. Расчеты относительных фазовых проницаемостей произведены при значении остаточной нефтенасыщенности (Кон), определенном через коэффициент вытеснения Квт и начальную нефтенасыщенность (Кнн) по формуле:

Кон = Кнн(1-Квт).

Для визейских терригенных отложений коэффициент вытеснения определен методом приближенного лабораторного моделирования на 5 моделях, из которых одна модель проницаемостью 0.004 мкм² составлена из образцов тульских отложений, три модели проницаемостью 0.642, 0.236 и 0.098 мкм² – из образцов тульского и бобриковского пластов, одна модель проницаемостью 0.004 мкм² – из образцов малиновского пласта. Вязкость использованных в опытах моделей нефти была в диапазоне 1.09-1.27 мПа*с. Температура проведения опытов – 28⁰С.

По результатам проведенных экспериментов построена зависимость коэффициента нефтевытеснения от коэффициента подвижности для визейских терригенных отложений:

Квт=0.0322 Ln Кподв + 0.7516, R=0.99.

Определения смачиваемости выполнены для 15 образцов из нефтенасыщенной части. Показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.01-0.49 и в среднем равен 0.12, что характеризует поверхность визейских терригенных отложений как гидрофобную.

Турнейско-фаменские отложения. Коэффициент вытеснения был определен экспериментально на модели проницаемостью 0.008 мкм². Вязкость нефти была 1.75 мПа*с, температура проведения опыта поддерживалась 28.5 ⁰С. Коэффициент вытеснения модели составил 0.619 д.ед.

Данные определения коэффициента вытеснения турнейско-фаменских отложений Юрчукского месторождения были дополнены результатами определения Квт для турнейско-фаменских отложений соседних месторождений южной части Соликамской депрессии: Шершневское – модель проницаемостью 0.025 мкм², вязкость нефти 4.14 мПа*с; Уньвинское – 2 модели проницаемостью Кпр=0.012 и 0.006 мкм², вязкость нефти 1.31 мПа*с; Пихтовское – 4 модели Кпр=0.011, 0.010, 0.008 и 0.002 мкм², вязкость нефти была в диапазоне 0.80-0.98 мПа*с. По этой совокупности данных рассчитана следующая зависимость коэффициента нефтевытеснения от коэффициента подвижности:

Квт=0.0348 Ln Кподв + 0.7854, R=0.76.

На основании полученной зависимости для турнейско-фаменских отложений Юрчукского месторождения с проницаемостью 0.021 мкм² и вязкостью нефти 1.75 мПа*с рекомендуется Квт=0.631.

Определения смачиваемости выполнены для 3 образцов из нефтенасыщенной части. Показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.05 - 0.38 и в среднем равен 0.24, что характеризует поверхность турнейско-фаменских отложений как преимущественно гидрофобную.