3.4. Среднекаменноугольно-нижнепермская залежь (пермокарбон)

Пермо-карбоновая залежь является одним из наиболее сложных объектов разработки. Залежь сводовая, массивная, структурного типа, приурочена к карбонатным отложениям трещинно-кавернозно-порового типа нижней перми, верхнего-среднего карбона и залегает в интервале глубин 1100 - 1500 м (приложения 8,9,10).

Глинистой покрышкой для залежи углеводородов служит толща верхнепермских алевролитов, аргиллитов и монтмориллонит - каолинитовых глин, пропитанные окисленной нефтью. Каолинитовые породы не обладают хорошими изолирующими свойствами, что и могло привести к потере легких фракций и утяжелению нефти. Нефть залежи тяжелая, плотностью – 0,952 – 0,980 г/см³ при 20˚С, высокосмолистая – 18-27 %, сернистая, с низким содержанием легких фракций (до 200˚С выкипает 5,5-8 %, до 300˚С – 23–26,5 %), аномально вязкая - 699 мПа· с при средней газонасыщености - 23 м³/сут.

Положение водонефтяного контакта по результатам опробования и промысловой геофизики колеблется в широких пределах - от (- 1265) м до (- 1350) м. При этом отмечается тенденция понижения ВНК к центральной и западной частям залежи. Водонефтяной контакт по залежи принят на отметке (- 1310) м. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 15,0  9,5 км. Этаж нефтеносности 356 м. Нефтенасыщенные толщины карбонатных отложений в целом по залежи изменяются от 0 на контуре до 156,4 м. Наибольшие значения толщин отмечаются в центральной части залежи.

По материалам детальных петрографических исследований среди карбонатных пород выделяются следующие структурно-генетические типы: известняки органогенные, органогенно-детритовые; известняки водорослевые, органогенно-водорослевые; известняки органогенно-обломочные, обломочные; известняки сгустковые, комковато-сгустковые, комковатые; известняки тонкозернистые; доломиты.

Всего выделено 13 промысловых пачек (снизу вверх 1-13), но в результате предассельского размыва во многих скважинах происходит выпадение некоторых пачек из разреза вплоть до 8 пачки - на восточном крыле и северной периклинали структуры.

В разрезе залежи выделено 3 эксплуатационных объекта. Ниже дана их краткая характеристика.

Размеры I объекта (пачки 0-5) в пределах контура нефтеносности составляют 7,6  5,3 км. (приложение 8). Ширина водонефтяной зоны изменяется от 0,4 до 2,6 км. Нефтенасыщенные толщины коллекторов представлены в диапазоне от 0 до 70,8 м. Наибольшие значения толщин отмечаются в центральной части объекта и локализуются вдоль восточного крыла объекта. Средневзвешенные нефтенасыщенные толщины по I объекту составляют 28,73 м, при коэффициенте пористости 0,21. В разрезе скважин продуктивная толща представлена переслаиванием известняков с прослоями вторичных доломитов толщиной 8-12 метров, аргиллито-подобных глин толщиной 0,5-15 метров, а также органогенных и органогенно – детритовых известняков, в разной степени доломитизированных

Размеры II объекта (пачки 6-8) составляют 14,2  7,2 км (приложение 9). Ширина водонефтяной зоны изменяется от 0,25 до 1,4 км. Нефтенасыщенные толщины коллекторов варьируют от 0 до 74 м. Наибольшие значения толщин отмечаются вдоль западного крыла объекта, наименьшие - в центральной части. В скв. 8206, 1038, 1044, 6222 выявлены зоны замещения плотными породами. Средневзвешенные нефтенасыщенные толщины по нефтяной зоне составляют 28,05 м, водонефтяной -9,1 м., коэффициент пористости -0,19. Доля чисто нефтяной зоны от объёма залежи составляет 87,1 %, водонефтяной – 12,9 %. Продуктивная толща представлена известняками органогенными, органогенно-детритовыми, неслоистыми, массивными и известня-ками сгустковато-комковатыми.

Размеры III объекта (пачки 9-13) составляют 15  9,5 км (приложение 10). Ширина водонефтяной зоны меняется от 0,2 до 1,5 км. Нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 1 до 60,6 м. Наибольшие значения толщин отмечаются в юго-западной части объекта. В юго-западной части встречаются зоны замещения коллекторов, в скважинах 3208, 3209, 3210 отложения верхнего объекта размыты полностью. С юго-запада к северо-востоку наблюдается поочередный размыв пачек 13,12,11. Средние нефтенасыщенные толщины равны по нефтяной зоне 18,07 м, по водонефтяной зоне – 10,5 м. Доля нефтяной зоны от объёма залежи составляет 87,6 %, водонефтяной – 12,4 %. В разрезе скважин продуктивная толща представлена слоистыми детритовыми криноидно-мшанковыми известняками с глинистыми прослоями и органогенными известняками массивными реже тонкослоистыми[5].

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов по объектам разработки приведена в таблице 7.

Таблица 7. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов среднекаменноугольно-нижнепермской залежи
п/п	Параметры	Объекты разработки				в целом
		I (1-5)	II (6-8)	III (9-13)
		по залежи в целом
1	Средняя глубина залегания, м	1382,1	1260	1197,7	1260
2	Тип залежи	пластово-массивная сводовая
3	Тип коллектора	трещинно-кавернозно-поровый
4	Площадь нефтеносности, тыс. м2	58505	85655	101457	110501
5	Средняя общая толщина, м	167,14	77,09	47,45	285,2
6	Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	28,73	28,05	18,07	51,32
7	Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	27	9,11	10,53	41,99
8	Коэффициент пористости, доли ед	0,21	0,19	0,20	0,198
9	Коэффициент нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.	0,75	0,79	0,78	0,77
10	Коэффициент нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.
11	Коэффициент нефтенасыщенность пласта, доли ед.	0,75	0,79	0,78	0,77
12	Проницаемость (по керну), 10-3мкм2	0,044	0,032	0,027	0,034
13	Коэффициент гранулярности, доли ед.	0,312	0,452	0,464	0,358
14	Расчлененность	23	16,75	12,44	51,06
15	Начальная пластовая температура, оС	23,2	23,0	23,0	23,1
16	Начальное пластовое давление, МПа	13,5	12,4	11,9	12,4
17	Вязкость нефти в пластовых условиях, µПа·с	695	699	687	669
18	Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,934	0,935	0,923	0,933
19	Плотность нефти в поверхн. условиях, т/м3	0,962	0,962	0,962	0,962
20	Абсолютная отметка ВНК, м				-1310
21	Объемный коэффициент нефти, доли ед	1,047	1,047	1,047	1,047
22	Содержание серы в нефти, %	1,496	1,71	1,54	1,582
23	Содержание парафина в нефти, %	0,33	0,39	0,30	0,339
24	Содержание сероводорода в нефти, %				0,53
25	Давление насыщения нефти газом, МПа	7,35	7,8	7,5	7,550
26	Газосодержание нефти, м3/т	23	24,0	23	23
27	Вязкость воды в пластовых условиях, µПа·с	0,950	0,950	0,950	0,950
28	Вязкость воды в поверхностых условиях, µПа·с				-
29	Плотность воды в пластовых условиях, т/м3				1,055
30	Плотность воды в поверхностых условиях, т/м4	1,066	1,066	1,066	1,066
31	Сжимаемость нефти, 1/МПа·10-4	4,5	4,5	4,5	4,5
32	Сжимаемость воды, 1/МПа·10-5	2,4	2,4	2,4	2,4
33	Сжимаемость породы, 1/МПа·10-6	5,5	5,5	5,5	5,5

Запасы нефти и растворенного газа по залежи приведены в таблице 8 по трем объектам разработки, утверждены ЦКЗ Минприроды РФ (протокол № 24) и приняты на баланс в 1998 г.

По сложности геологического строения залежь отнесена к группе сложных. Водонефтяной контакт по залежи для подсчета запасов принят на отметке минус 1310 м.

Таблица 8. Состояние запасов среднекаменноугольно-нижнепермской залежи

Объекты, месторождение в целом	Начальные запасы нефти, тыс. т												Текущие запасы нефти, тыс. т
	утвержденные ГКЗ МПР России						На государственном балансе
	геологические		извлекаемые		КИН	геологические			извлекаемые		КИН	геологические				извлекаемые			Текущий КИН
					С1, доли ед.						С1, доли ед.
	А+В+С1	С2	А+В+С1	С2		А+В+С1		С2	А+В+С1	С2		А+В+С1		С2	А+В+С1		С2	доли ед.
1	2	3	4	5	6	7		8	9	0	11	12		3	14		5	16
Р1аs+s +C2m+b	616853	-	92528	-	0,150	733537		-	242067	-	0,330	680212		-	188742		-	0,07

Залежь является основной по запасам на данном месторождении. Извлекаемые запасы составляет около 242 млн. т (67% от извлекаемых запасов месторождения). Коэффициент извлечения 33%.

Дегазированные нефти всех объектов этой залежи - тяжелые (952 - 980 кг/м³), высоковязкие, относятся к классу высокосернистых (до 2,5 % мас.), малопарафиновых (до 0,34 % мас.), высокосмолистых (23,64 % мас.), с низким содержанием бензиновых фракций. Нефть содержит попутные полезные ископаемые, такие как редкие металлы. Нефть I объекта недонасыщена газом. Температура застывания - ниже минус 12 ^оС. Нефти нижней толщи, в сравнении с нефтями вышележащих объектов, более тяжелые, более вязкие, то есть имеет место закономерность изменения плотности и вязкости от глубины залегания.

Выделившийся из нефти газ - легкий, по всем объектам разработки, состоит, в основном, на 87 % мольного объема из метана. Газ характеризуется малой концентрацией пропан-пентановой фракции (менее 5 %). Содержание неуглеводородных компонентов: углекислого газа и азота 0,18 и 1,63 %, соответственно[4].