Геолого-физическая характеристика Ардатовского нефтяного месторождения, страница 10

 Нижнефаменский подъярус. Продуктивные отложения представлены известняками тонкокристаллическими и органогенно-обломочными, перекристаллизованными и сульфатизированными с редкими кавернами диаметром 2-3 мм, с единичными микротрещинами. Основной емкостью карбонатных пород нижнего фамена являются трещины. Пористость по ГИС определена по 18 определениям и изменяется от 2,8 до 7,2 % в среднем  4 %. Коэффициент нефтенасыщенности   нижнефаменских залежей принят условно по аналогии с среднефаменским подъярусом и составляет 90%.

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов   приводится в таблице 2.4.

Статистические ряды распределения проницаемости по данным лабораторного изучения нефтенасыщенных образцов керна приводятся в таблице 2.5.

Исследования параметров вытеснения нефти водой из продуктивных пластов и горизонтов не проводились. В связи с этим для расчетов использовались физико-гидродинамические характеристики аналогичных продуктивных пластов Туймазинского месторождения, которое является наиболее близким по свойствам нефти. Кривые зависимости пористости от проницаемости по данным исследования керна бобриковского горизонта этих месторождений идентичны, приведены на рис.2.1. В таблице 5 приведено сравнение геолого-физических характеристик этих объектов.

Таблица 5.

Параметры

Ардатовское

Туймазинское

Средняя глубина залегания, м

1180

1050

Средневзвешенная  толщина, м

1,9

2,9

Пористость, доли ед.

0,22

0,22

Средняя насыщенность нефтью, доли ед.

0,82

0,83

Проницаемость, мкм2

0,401

0,562

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,81

0,86

Коэффициент расчлененности, доли ед.

1,7

1,5

Пластовая температура, град. С

23

17

Пластовое давление, Мпа

11,6

10,8

Давление насыщения, Мпа

4,9

6,3

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с

18,2

12,4

Газосодержание, м3/т

15,6

22,0

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3

0,892

0,888

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1,035

1,055

Зависимость коэффициента вытеснения от проницаемости, полученная в лабораторных условиях В.М. Березиным [2] для пластов терригенной толщи нижнего карбона Туймазинского, Арланского, Орьебашского месторождений, приведена на рис.2.2.

На рис.2.3. представлена зависимость относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды от водонасыщенности, полученная  В.М. Березиным при фильтрации смеси нефти и воды через составной керн, отобранный из продуктивных пластов бобриковского горизонта нижнего карбона.

Аналогом пластовых залежей с карбонатными коллекторами турнейского и заволжского надгоризонта Ардатовского месторождения приняты карбонатные коллектора турнейского яруса Туймазинского месторождения, коллекторские свойства которых близки между собой. Сравнение геолого-физических характеристик данных объектов приведено   в таблице 6.

Таблица 6.

Параметры

 Месторождения

Ардатовское

Туймазинское

СТкз

СТуп-мл

Дзв

СТкз

Средняя глубина залегания, м

1200

1200

1290

1100

Средневзвешенная толщина, м

2,5

3,2

2,2

3,3

Пористость, доли ед.

0,11

0,11

0,11

0,1

Средняя насыщенность нефтью, доли ед.

0,81

0,87

0,77

0,72

Проницаемость, мкм2

0,012

0,005

0,009

0,048

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,80

0,74

0,46

0,72

Коэффициент расчлененности, доли ед.

1,6

2,3

2,7

1,1

Пластовая температура, град. С

23

23

23

18

Пластовое давление, МПа

12,9

12,9

13

11,2

Давление насыщения, МПа

3,9

3,3

4,6

2,0

Газосодержание, м3/т

15,6

15,6

20,9

21,0

Плотность нефти в станд. усл., т/м3

0,928

0,915

0,873

0,893

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1,035

1,035

1,031

1,023