3.3 Физико-химические свойства флюидов.

3.3.1 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа.

Нефть терригенных отложений девона Ново – Елховского месторождения по основным характеристикам аналогична Ромашкинской и Туймазинской. В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север (от Федотовской площади к Акташской) и, как следствие этого, увеличение объемного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти. Различия в свойствах нефти между горизонтами Д₀ и Д₁ хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, т.е. несущественны.

Средние параметры основных свойств пластовой и поверхностной нефти.

Параметры	Средние значения по площадям
	Акташская	Ново-Елховская	Федотовская
Давление насыщения, МПа	8,26	8,24	7,84
Газосодержание, м3\т	57,3	53,5	51,9
Пересчетный коэффициент	0,8787	0,8795	0,8849
Вязкость пл. нефти, мПа*с	3,95	3,97	4,5
Плотность пов. нефти, кг\м3
Д0	862	862	862
Д	861	863	863
Содержание серы, % вес	1,6	1,6	1,6

Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания, объемного коэффициента и вязкости нефти от давления при пластовой температуре.

Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м³\сут при понижении уровня воды в скважинах на 370 – 400 метров от устья.

Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д₀ , в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением.

Подземные воды горизонтов Д₀ и Д₁ по своим физико-химическим свойствам на территории Ново Елховского месторождения близки между собой, различие в свойствах по площадям несущественное. Это хлор – кальциевые рассолы (по В.А. Сулину) с плотностью 1180 – 1190 кг\м³ и вязкостью в пластовых условиях 1,22 – 1,5 мПа*с. Общая минерализация составляет 250 – 300 г\л. Из микрокомпонентов присутствует (мг\л) бром 605 – 823; йод 6.6 – 10; аммоний 173 – 200; бор 9 – 18; нафтеновые кислоты – следы, сероводород не обнаружен.

Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д₀ и Д₁ , свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод, о наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.

Подземные воды терригенного девона существенно отличаются от пластовых вод верхних водоносных горизонтов. Подземные воды каменноугольной системы меньше минерализованы, в них меньше содержание кальция, больше содержание сульфатов и гидрокарбанатов. В газовом составе преобладает азот (до 75% об.), метана до 8,7%, углекислого газа до 1,6%.

Воды пермских отложений приурочены к трещиноватым и кавернозным известнякам сакмарского, уфимского, казанского и татарского ярусов.

Для закачки в пласт используются вода р. Камы; вода пресная, гидрокарбонатно-кальциевая и гидрокарбонатно – сульфатно-кальциевая, плотностью 1000 – 1001,8 кг м³ . Поэтому смешанные воды, получаемые в процессе разработки месторождения, характеризуются значительно меньший минерализацией, повышенным содержанием сульфата и гидрокарбонатов по сравнению с пластовыми водами терригенного девона.

В связи с разработкой Ново – Елховского и Ромашкинского месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки в пласт пресных вод существенно изменились гидродинамические условия недр.

Скорость движения подземных вод возросла в 200 – 300 раз. От нагнетательных скважин приконтурного и законтурного заводнения движение подземных вод направлено не только к внутриконтурным эксплуатационным объектам, но и за контур нефтеносности, причем как по простиранию водоносных горизонтов, так и вертикально по разрезу.

Например, в скважине 200 Ямашинской площади, расположенной в 20км к западу от Ново – Елховского месторождения, с 1969 г. по 1970г. уровень воды поднялся на 5,2 метра. В скважине 197 Черемшанской площади, расположенной в 10 км к юга – западу от месторождения, уровень воды с 1961 г. по 1964 г. повысился на 2 метра, а в 1978 г. в скважине был зафиксирован столб нефти.

На Федотовской площади в скважинах 1171, 3125, 7189 и др. в карбонатах верхнефранского яруса отмечается превышение пластового давления над первоначальным на 1,2 – 2,4 МПа, что, вероятно, связано с вертикальными перетоками из терригенных отложений по ослабленным тектоническим зонам.

Эти факты требуют постановки и поведения специальных гидрологических наблюдений. Настоящему времени большинство пьезометрических скважин, расположенных в законтурной зоне Ново – Елховского и Ромашкинского месторождений, вышли из строя или ликвидированы. Ограниченное количество специальных наблюдений скважин по горизонтам терригенного девона и смежным не позволяет в настоящее время оценить масштабы перетоков между горизонтами, степень влияния на гидродинамический режим водоносных горизонтов разработки месторождения и влияния ее на близлежащие нефтяные залежи соседних более мелких месторождений.

По терригенным отложениям девона в законтурной части Ново – Елховского месторождения намечено из числа скважин, давших при опробовании воду, перевести в фонд пьезометров три скважины – на севере, западе и юге, в районе расположения существующих скважин 15185, 164 и 15084.