1.2 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
Основным
объектом на Павловской площади являются
терригенные коллекторы пашийского
горизонта верхнего девона, в разрезе
которого выделяются 8 пластов (сверху
– вниз) “а”, “б
”,
“б
”,
“б
”,
“в”, “г
”,
“г
”,
“д”.
Параметр нефтеносности пластов, то есть соотношение количества скважин, вскрывших коллектор, уменьшится вниз по разрезу от 1,0 до 0,182.
Средняя
абсолютная отметка ВНК на площади
составляет – 1488,6 м и по блокам изменяется
незначительно. В целом по площади пласты
с подошвенной водой вскрыты 303 скважинами,
из них в 2 – х скважинах вскрыт ВНК в
пласте “в”, в 99 – и в пласте “г
”,
в 184 – х в пласте “г
”
и в 18 – и в пласте “д”.
Согласно принятой для коллекторов Ромашкинского месторождения классификации, породы по емкостным свойствам подразделяются на 1, (1) и (2) группы коллекторов. Наиболее высокими значениями пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по всем пластам характеризуются высокопродуктивные неглинистые коллекторы. В целом по горизонту средние значения пористости по группам коллекторов составляет 0,207 – по высокопродуктивной неглинистой группе 0,188 – по глинистой высокопродуктивной и 0,151 – по малопродуктивной группе.
Среднее значение проницаемости по горизонту 0,463 мкм². По высокопродуктивным неглинистым коллекторам оно составляет 0,580 мкм², по глинистым высокопродуктивным 0,293 мкм² и по малопродуктивным 0,117 мкм².
По нефтенасыщенности пород коллекторы также различают по группам. Наиболее высокими значениями нефтенасыщенности характеризуется высокопродуктивные неглинистые коллекторы – 0,832; самые низкие значения нефтенасыщенности по группе малопродуктивных коллекторов – 0,652. Глинистые высокопродуктивные коллекторы занимают промежуточное положение, значение нефтенасыщенности составляет – 0,779. В целом по горизонту среднее значение нефтенасыщенности - 0,798.
Общая толщина горизонта Д1 по блокам изменяется незначительно от 38,5 м (4 блок) до 40,8 м (1 блок).
Эффективные максимальные толщины вскрыты на 1 блоке (21,7м) и на 3 блоке (20,3 м). В целом по горизонту эффективная средняя толщина составляет 19,8 м, при интервале изменения от 6,0 до 41,6 м.
Нефтенасыщенные толщины по горизонту колеблются от 1,0 до 30,4 метров и составляют в среднем 13,9 м. По блокам средняя нефтенасыщенная толщина изменяется от 13,5 (1 и 3 блоки) до 15,4 м (4 блок).
Средние
нефтенасыщенные толщины по пластам
горизонта Д1 изменяются от 2-х м (пласты
“б
”
и “б
”)
до 4,1 м (пласт “г
”),
глинистые разрезы между ними от 2,6 до
3,1 м.
1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
Физико-химические свойства нефти на Павловской площади характеризуются 68 пластовыми пробами из 53-х скважин и 49-ю поверхностными пробами из 49-и скважин. Результаты исследования нефти и газа приведены в таблице 1.
Параметры пластовых нефтей пашийского горизонта изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 5,8 до 9,8 МПа, среднее 8,6 МПа; газовый фактор равен 50,8 м³/т, плотность изменяется от 789 до 831 кг/м³, средняя 805,2 кг/м³. Вязкость изменяется от 2,7 до 6,4 мПа·с; объемный коэффициент изменяется от 1,101 до 1,179, средний 1,141. Плотность дегазированной нефти равна 848,4 кг/м³.
Параметры поверхностной нефти изменяются в следующих пределах: вязкость при 20 °С от 12,2 до 27,1 мПа·с, средняя 18,0 мПа·с, содержание серы от 1,1 до 1,9%, среднее 1,4%.
Выход светлых фракций составил 6,3% при разгонке до 100 °С, 24,5% до 200 °С, 47,2% до 300 °С. Поверхностные нефти Павловской площади девонского горизонта относятся к группе малосмолистых, малопарафинистых и малосернистых нефтей.
Таблица 1 – Свойства пластовой нефти и газа
|
Наименование |
Пласт | |||
|
Кол-во исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение | ||
|
Скважин |
Проб | |||
|
Нефть Давление насыщения газом Мпа |
26 |
36 |
5,8 – 9,8 |
8,6 |
|
Газосодержание, м³/т |
28 |
41 |
54,0 – 69,4 |
64,0 |
|
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м³/т |
|
|
|
|
|
Р1=0,5 МПа Т1=9°С |
- |
- |
- |
40,0 |
|
Р2=0,1 МПа Т2=9°С |
- |
- |
- |
10,8 |
|
Суммарный газовый фактор, м³/т |
- |
- |
- |
50,8 |
|
Плотность, кг/м³ |
43 |
57 |
789,0-831,0 |
805,2 |
|
Вязкость, МПа·с |
42 |
54 |
2,7-6,4 |
3,7 |
|
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. |
37 |
49 |
1,101-1,179 |
1,1414 |
|
Пластовая температура, °С |
- |
- |
- |
35 |
|
Плотность дегазированной нефти при дифразгазировании, кг/м³ |
53 |
68 |
841,0-872,0 |
848,4 |
Таблица 2 – компонентный состав нефтяного газа при дифразгазировании, % моль .
|
Наименование |
Выделившийся газ |
|
1 |
2 |
|
Сероводород |
0,01 |
|
Углекислый газ |
0,41 |
|
Азот + редкие |
|
|
В т.ч. гелий |
10,66 |
|
Метан |
47,44 |
|
Этан |
20,36 |
|
Пропан |
13,92 |
|
Изобутан |
1,53 |