3. Геолого-физическая характеристика объекта разработки

Исследован керн из разведочных скважин, и эксплуатационных (№№ 271, 273, 275, 300, 338, 401, 402, 463, 499, 520, 554, 592, 603, 604, 612, 631, 709, 710, 720, 851, 852, 1001, 1002, 1003). Всего в пределах продуктивных комплексов исследовано почти 1600 образцов, по ним сделаны более 1700 определений пористости и более 1500 – проницаемости. Нефтенасыщенные части продуктивных пластов охарактеризованы кондиционными значениями пористости и проницаемости, увязанными с выделенными по ГИС проницаемыми прослоями. Нефтенасыщенность рассчитана по этим же образцам через комплексный параметр, учитывающий пористость и проницаемость.

Пласт Бб3

Пласт Бб3 является наиболее полно освещенным керном терригенным пластом, хотя представительный керн относится лишь к двум скважинам – №128 (большая выборка данных) и №56, расположенным также на Чураковском поднятии. Пласт сложен песчаниками среднемелкозернистыми, мелкозернистыми и даже среднезернистыми, сцементированными чаще за счет уплотнения зерен, в ряде случаев – глинистым либо смешанным карбонатно-глинистым материалом.

Коллекторские свойства довольно высокие, в скв. №56 пористость до 23,9 % и проницаемость 1533∙10 -3 мкм 2 , в скв. №128 пористость до 26,6 % и проницаемость 1189∙10 -3 мкм 2 ; средние – 21,4 % по 89 определениям и 508∙10 -3 мкм 2 по 84 определениям; выше средних – в скв. №56. Нефтенасыщенность от 0,706 до 0,935, среднее значение по 84 определениям 0,901; коэффициенты вариации параметров равны 0,091; 0,598 и 0,03 (выборки довольно однородные). Распределение проницаемости нестабилизированное с резким максимумом в интервале 250-500∙10 -3 мкм 2 и некоторым смещением в область высоких значений. Пласт Бб3 выделяется на фоне других пластов высокими коллекторскими свойствами.

Пласт Бб2

Продуктивная часть пласта освещена керном только в скв. 128 (Чураковское поднятие). Пласт сложен песчаниками мелкозернистыми алевритистыми с цементом уплотнения зерен, а также глинистым, участками карбонатным (доломитовым) цементом. Пористость до 19,1 %, проницаемость не более 175∙10 -3 мкм 2 ; средние пористость, проницаемость и нефтенасыщенность по 7 определениям равны 17,3 %, 111∙10 -3 мкм 2 и 0,85; а коэффициенты вариации – 0,081; 0,432 и 0,03 соответственно.

Пласт Бб1

Нефтенасыщенная часть пласта представлена керном только на Чураковском поднятии (скв. №№ 128 и 56), сложена песчаниками мелкозернистыми алевритовыми и алевритистыми с глинистым, битумно-глинистым, пятнами карбонатным цементом, и редкими алевролитами глинистыми песчанистыми (установлены в скв. №56).Коллекторские свойства в целом невысокие, – пористость до 18,2 %, проницаемость – не более 86,1∙10 -3 мкм 2 ; средние – 16,4 % по 11 и 31,7∙10 -3 мкм 2 по 7 определениям, нефтенасыщенность 0,705 по 7 определениям; коэффициенты вариации соответственно равны 0,094; 1,02 и 0,15.

3.2 Состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды

3.2.1 Физические свойства и химический состав нефти и попутного газа

Исследование физико-химических свойств пластовых флюидов на месторождении, в основном, проводили на разведочном этапе: 1974-1976гг. и в 1993 году, продолжили в 2000-2002гг. Всего проанализировали 71глубинную пробу нефти и 84 –поверхностных. За этот период наиболее изучены свойства пластовой и поверхностной нефти на Чураковском поднятии.

Установлены свойства пластовой и поверхностных нефтей в районе скважины №1000 в тульских отложениях.

На Иренском поднятии свойства нефти в пластовых условиях изучены лишь в турнейских отложениях. Тульская и бобриковская залежи, а также радаевский горизонт представлены лишь пробами устьевой нефти. Свойства же пластовой нефти в отложениях башкирского яруса не изучены на обоих поднятиях.

На Западно-Иренском поднятии все промышленно-нефтеносные пласты охарактеризованы собственными глубинными и поверхностными пробами нефти.

Все продуктивные пласты, за исключением бобриковского на Иренском поднятии, на всех поднятиях охарактеризованы пробами сепарированной нефти, что позволило подобрать аналоги по свойствам пластовой нефти и растворенного газа для залежей, где пробы пластовой нефти не отбирали, а также в некоторых залежах проследить характер изменения свойств и состава нефти во времени.

На Чураковском поднятии изучены глубинные пробы нефти из пластов Бб3 и Бб2.

Пласт Бб3 представлен 2 качественными глубинными пробами, из 7 отобранных в скв. №340. В представительных пробах давление насыщения нефти газом практически одинаковое: 14,10-14,20 МПа. В остальных пробах в разных количествах присутствовал свободный газ. В зависимости от метода дегазации газонасыщенность нефти колебалась от 86,4 до 98,8 м 3 /т, объемный коэффициент – от 1,171 до 1,232, плотность пластовой нефти – от 0,808 до 0,810 г/см 3 . Вязкость нефти в условиях пласта 3,59 мПас. Закономерно разгазированная нефть легче (0,873 г/см 3 ), менее вязкая (11,97 мм 2 /с) при ступенчатой сепарации, чем после однократного дегазирования – 0,888 г/см 3 и 16,29 мм 2 /с, соответственно.

По результатам ступенчатой сепарации построены графические зависимости параметров пластовой нефти от давления.

Из этой же скважины проанализировали пробу устьевой нефти, которая по своим свойствам значительно отличалась от разгазированной пластовой нефти, что позволило усомниться в ее качестве. Довольно близка по качеству и составу нефти в пласте Бб2 сепарированная нефть в скв. №334 (пласт Бб3). Нефти обоих пластов имеют единую классификацию: тяжелые, вязкие, смолистые, парафинистые, высокосернистые. Изучены 2 устьевые пробы, полученные при совместном испытании пластов Бб3 и Бб2в скв. №№339 и 350. Качество этих нефтей подобно чистым нефтям в этих залежах.

Растворенный газ, извлеченный разными методами дегазации, имеет единую классификацию: малометановый (53,54-61,98 %) и малоазотный (5,08-6,38 %), высокожирный. Сероводород в газе не обнаружен.

Из 5 глубинных проб нефти, взятых в скв. №136 (Бб2), лишь одна проба признана представительной. Давление насыщения нефти газом равно 11,7 МПа. Анализ пробы проведен методом однократного дегазирования. Методом однократного дегазирования установлено, что 1т нефти содержит 80,7 м 3 газа. Плотность нефти в условиях пласта 0,831 г/см 3 , вязкость – 3,13 мПас, объем дегазированной нефти уменьшается в 1,160 раза, плотность и вязкость увеличиваются, соответственно, до 0,884 г/см 3 и 18,48 мм 2 /с.

Из экспериментальных данных анализа глубинных проб нефти из отложений пластов Бб3 и Бб2 следует, что нижняя залежь содержит более газонасыщенную и легкую нефть, следовательно с большим давлением насыщения. Разгазированные же нефти в обеих залежах одинаковы.

Из скважины №136 на разведочном этапе отобрали и исследовали пробу поверхностной нефти, которая по своим свойствам (плотность – 0,884 г/см 3 , вязкость – 18,60 мм 2 /с) не отличалась от разгазированной пластовой нефти.

Через 27 лет исследовали устьевые пробы нефти из скв. №№337 и 403. Нефть стала более тяжелой (0,889-0,896 г/см 3 ) и вязкой (до 36,94 и 28,83 мм 2 /с), соответственно. В составе нефти также произошли изменения: увеличилось содержание асфальто-смолистых компонентов с 16,44 (скв. №136) до 22,39 (скв. №337) и 23,37 % (скв. №403), небольшое снижение содержания парафина: с 3,45 до 2,86 %, осерненность нефти увеличилась с 2,14 до 3,0 %. Однако, содержание светлых фракций практически осталось на прежнем уровне – 40-42 %. По-видимому, идет приток нефти из пониженных частей залежи. По 3 качественным пробам из 3 скважин установлено, что сепарированная нефть пласта Бб2 тяжелая (0,890 г/см 3 ), вязкая (28,12 мм 2 /с). В своем составе содержит 16,51 % смол, 3,12 % парафина, 2,71 % серы.

Изучен компонентный состав газа однократного дегазирования, который на 55,2 % состоит из метана, на долю его гомологов приходится 37 % , и поэтому он относится к высокожирным газам. Состав газа ступенчатой сепарации рассчитан по газу однократного дегазирования. Сероводород в газе однократного дегазирования не определяли. В попутном газе из это же скв. №136 он отсутствует, но обнаружен в устьевом газе из скв. №128 (Бб3+2) в количестве 0,20%. Для уточнения осерненности растворенного газа в отложениях пласта Бб2 следует провести дополнительные исследования.

Хотя имеются некоторые различия в свойствах нефти в условиях пластов Бб3 и Бб2, составы растворенных в них газов близки.

Свойства пластовых флюидов в пласте Бб1 не установлены из-за отсутствия как глубинных, так и устьевых проб нефти. Поэтому для ее характеристики следует применять параметры нефти в пласте Бб2.

Свойства пластовой и дегазированной нефти, а также компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти бобриковского горизонта Чураковского месторождения (Чураковского купола) представлены в табл. 3.1 – 3.6.