3.5. Сопоставление результатов исследований фес

В процессе разведки и разработки месторождения емкостные и фильтрационные характеристики продуктивных пластов оценивались путем лабораторного изучения керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин. Сопоставление средних значений параметров для пластов АС₁₁¹_,БС₄^1(1-2) и ЮС₂¹, определенных различными методами дано в табл. 10 - 12.

Анализ полученных результатов говорит о хорошем согласовании, как средних значений пористости и проницаемости, так и распределений данных параметров для всех пластов. Распределение начальной нефтенасыщенности для пласта БС₄^1(1-2) по ГИС смещено в меньшую сторону относительно распределения по керну. Это смещение обусловлено наличием обширных водонефтяных зон на рассматриваемом пласте.

Для технологического проектирования в целом, и для построения геолого-фильтрационных моделей в частности, на современном этапе изученности Ульяновского месторождения, могут быть приняты значения фильтрационно-емкостных свойств пластов по ГИС.

Таблица 6

Средние значения параметров по ГДИ

Параметр	Количество					Интервал изменения			Среднее значение
	скважин			измерений
БС41(1-2)
Начальное пластовое давление, МПа		3	3				22.56 – 25.02	24.7
Пластовая температура, оС		5	8				75 - 84	81
Геотермический градиент, оС/м		5	8				0.030 – 0.033	0.030
Коэф-т продуктивности, м3/сут*МПа*м		11	16				0.06 – 2.81	0.50
Гидропроводность, мкм2*см/мПа*с		11	16				0.47 – 17.0	4.20
Пьезопроводность,10-4м2/с		-	-				-	-
Проницаемость, 10-3*мкм2		10	14				3.6 – 65.2	29.72
Скин-фактор		3	3				1.96-2.48	2.14
Приведенный радиус, м		3	3				0.013-0.021	0.018

Таблица 7

3.6. Свойства и состав нефти, газа и воды

Физико-химическая характеристика нефти пласта БС₄^1(1-2) исследована на образцах 15 глубинных проб из пяти скважин (6 проб из скважин 608 и 618 отбракованы по причине низкого газосодержания) и на образцах 12 поверхностных устьевых проб из девяти скважин.

Отбор глубинных проб из скважин проводился пробоотборниками типа ПДМ-3М и ВПП-300 при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном (жидком) состоянии. Лабораторный анализ глубинных проб выполнялся на стандартной аппаратуре высокого давления типа УИПН, АСМ-300 и на PVT-системеRUSKA2370.

Методическое обеспечение работ соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 ”Нефть. Типовое исследование пластовой нефти” (в новой редакции - ОСТ 153-39.2-048-2003 “Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей”).

Поверхностные пробы дегазированной нефти отбирались с устья поисковых и разведочных скважин при проведении испытаний. Анализ проб проводился по действующим государственным стандартам и типовым методикам.

Средние значения экспериментально определяемых параметров по пласту, БС₄^1(1-2): газосодержание, объемный коэффициент, плотность нефти и газа, при однократном и дифференциальном способах разгазирования, плотность и вязкость пластовой нефти представлены в табл. 13. По результатам экспериментальных исследований в условиях пласта нефть пласта БС₄^1(1-2) относительно легкая (в среднем 803 кг/м³), средней вязкости (3.51 мПа^.с), с давлением насыщения нефти газом (9.0 МПа) значительно ниже пластового давления. Газовый фактор – 46 м³/т.

Таблица 8

В компонентных составах жидкой и газовой фаз (табл. 14) концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров. При дифференциальном разгазировании нефтяные газы относительно жирные, с содержанием целевых компонентов группы С₃+высшие до 500 г/м³и более.

Дегазированные нефти (табл. 15) по технологической классификации характеризуются как легкие и сравнительно легкие, средней вязкости, смолистые, парафинистые, сернистые, с выходом фракций до 300⁰С около 40% объемных и выше. Технологический шифр нефтей (по ГОСТ 912-66) - II Т₂П₂.

Как следует из результатов исследований, химический тип вод пластов АС₁₁¹и БС₄^1(1-2) гидрокарбонатно-натриевый. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, калия, хлора, магния, кальция, гидрокарбоната.Общая минерализация пластовых вод незначительна и составляет в среднем 15-16 г/л.

Таблица 9

Таблица 10