Анализ эффективности применения горизонтальных скважин и боковых стволов при разработке залежей нефти кизеловского горизонта в поздней стадии разработки Туймазинского нефтяного месторождения, страница 4

После 1987 года исследовались 264 образца керна, из них 82 образца имеют пористость менее 6 %. Пористость по 182 определениям составляет 9,96 %, что подтверждает принятое значение. Проницаемость по 55 определениям составляет в среднем 0,017 мкм².

Гидродинамические исследования проводились в 58 скважинах. Коэффициент продуктивности их за безводный период изменяется в широких пределах - от 0,02 т/сут 10 МПа (скв.2620) до 4,5 т/сут 10 МПа (скв.198). По большинству скважин приток нефти получен при толщине карбонатов 4,5-5 м и выше.

Проницаемость по промысловым данным - 0,048 мкм² значительно выше, чем по керновым данным, объясняется наличием трещиноватости.

Изучение нефтенасыщенности коллекторов проводилось по керну и геофизическим данным. Величина начальной нефтенасыщенности коллекторов, как по керну, так и по геофизическим данным оказались близкими и составляют соответственно 71 и 72 %.

Параметр неоднородности пласта по проницаемости может быть принят равным 0,9 [2].

Кривые фазовых проницаемостей нефть - вода для данного объекта не получены. Начальная нефтенасыщенность определялась в лаборатории Башнипинефть косвенным методом. Однако её зависимость от проницаемости не получена. Оценена лишь остаточная нефтенасыщенность по 77 кернам, отобранным из 7 скважин. Результаты её определения представлены в таблице 1.

При средней пористости кизеловского горизонта 10 % коэффициент вытеснения составит 0,29, что свидетельствует о низкой эффективности заводнения этого объекта.

Таблица 1

Результаты исследования кернов по турнейскому ярусу

№№ скв.	Число определений	Диапазон изменения остаточной нефтенасыщенности, %	Средняя остаточная нефтенасыщенность, %
2005	10	14,3 - 44,2	39,6
2170	5	19,8 - 39,4	31,7
2200	1	-	25,8
2748	52	11,2 - 58,7	39,1
2780	1	-	62,5
2826	2	16,5 - 30,8	23,7
3152	6	29,9 - 37,2	33,8
Итого	77	11,2 - 58,7	38,0

1.5 Свойства и состав нефти, газа и воды

Свойства и состав нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам.

Исследования состава и свойств нефтей производились в лабораториях ЦНИПРа и НГДУ "Туймазанефть", а также в лаборатории исследования коллекторских свойств пластов и пластовых флюидов Башнипинефть.

Свойства пластовой нефти турнейского яруса изучены по двум пробам, отобранным из скв. 1382. В пластовых условиях плотность равна 868 кг/м³, вязкость – 17,4 мПа с, газосодержание – 10,4 м³/т.

В компонентном составе нефтяного газа преобладает метан, присутствует сероводород.

В поверхностных условиях нефти турнейского яруса тяжёлые – 893кг/м³, вязкие – 32,3 мПа×с, смолистые – 13 %, сернистые – 2,8 %, парафинистые – 3,7 %. По новым данным поверхностная проба нефти турнейского яруса была отобрана из скв. 2267. Плотность нефти этой пробы составила 912 кг/м³, вязкость при 20 ^оС – 81,3 мПа×с, содержание серы – 2,9 %.

Пластовая вода турнейского яруса имеет плотность (по 2 пробам) 1166 кг/м³ [2].

1.6 Запасы нефти и газа

Промышленная нефтеносность Туймазинского месторождения приурочена к терригенным отложениям девона (пласты DIV, DIII, DII, DI), нижнего карбона (бобриковский горизонт), к известнякам турнейского и фаменского ярусов, а также алексинского горизонта.

Запасы нефти и газа турнейского яруса подсчитывались неоднократно (1943, 1954, 1962, 1967 и 1980 гг.). Подсчет запасов нефти и газа этого объекта выполнен в 1980 г., утвержден ГКЗ СССР в 1982 г. (протокол N 9080) [2].

В таблице 2 приведены данные сопоставления начальных запасов нефти, числящихся на балансе РГФ и утверждённых ГКЗ.

Таблица 2

Сопоставление начальных запасов нефти, числящихся на балансе Росгеофондов на 01.01.2000 г. и утверждённых ГКЗ