3. Геолого-физическая характеристика объекта разработки

3.1. Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность

Начальное пластовое давление Пласта Фм приведенное к абсолютной отметке ВНК (-1880 м) составило 20,7 МПа, средняя начальная пластовая температура принята равной 33°С. Объект разработки представлен органогенно-водорослевыми известняками и доломитами, без глинистых примесей. Параметры пласта Фм приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1.

Сводная таблица параметров пласта Фм

Параметр	Значение
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м	2000.6 (-1778.3)
Тип залежи	массивная
Тип коллектора	карбонатный
Площадь нефтегазоносности, тыс.м^2	11402
Коэффициент расчлененности	19,8
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	12,3
Коэффициент песчанистости	0,17
Коэффициент пористости, доли ед.	0,11
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,79
Проницаемость, мкм^2	0,039
Начальная пластовая температура, ^0С	33
Начальное пластовое давление, МПа	20,70
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	1,13
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м^3	706
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м^3	816
Абсолютная отметка ВНК, м	-1880
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,383
Содержание серы в нефти, %	0,41
Содержание парафина в нефти, %	4,58
Давление насыщения нефти газом, МПа	14,69
Газовый фактор, м^3/т	185,6
Содержание сероводорода, %	0
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	1,17
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м^3	1,133
Сжимаемость, 1/МПа × 10^-4
нефти	15,82
воды	2,81
породы	1,405

Пласт Фм имеет невысокую проницаемость (0,039 мкм²), средневзвешенное значение гидропроводности УЗП равно 27,28 мкм²*см/(мПа*с), пониженную нефтенасыщенность (Кн.нас.=0,79) и пористость 11 %. Значения пористости и проницаемости по разным видам исследований приведены в табл. 3.2. Коэффициент расчлененности - 19,8, коэффициент песчанистости – 0,17 (коэффициенты расчлененности и песчанистости с коэффициентами вариации представлены в табл. 3.3) .

Таблица 3.2.

Численное значение проницаемости, пористости и нефтенасыщенности по разным видам исследований

Метод определения	Наименование	Проница-емость, мкм^2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасы-щенность, доли ед.
Лабораторные исследования	Интервал изменения	0,00072 - 1,311	0,054 - 0,265
	Среднее значение	0,0911	0,123
	Коэффициент вариации	1,789	0,394
Геофизические исследования скважин	Интервал изменения	0.005-6.094	0.054-0.229	0.506-0.945
	Среднее значение	0,449	0,105	0,785
	Коэффициент вариации	2,001	0,349	0,144
Гидродинамические исследования скважин	Интервал изменения	0,0002-0,249
	Среднее значение	0,039*
	Коэффициент вариации	1,45

*- параметр, принятый в расчётах.

Таблица 3.3.

Коэффициенты расчлененности и песчанистости

Коэффициент	Значения
	РИГИС	ГМ	ФМ
Коэффициент расчлененности (К расч.)	3,5	7-40 /21.2	9-25 /15.2
Коэффициент песчанистости (К песч.)	0,18	0,15	0,11

Геологические запасы нефти составляют 57,3 % от запасов месторождения, представлены по категории В+С1. Развита трещиноватость, наблюдаются прямолинейные и извилистые тонкие разнонаправленные трещины. Наибольшей проницаемостью обладает верхняя часть разреза в виду влияния эффективной трещиноватости.

Коэффициент вытеснения, определенный экспериментально на модели пласта проницаемостью 0,1124 мкм², скомпонованной из образцов турнейско-фаменских отложений составил 0,645. В опытах использовалась нефть пласта Т-Фм, вязкость модели нефти равнялась 1,3 мПа*с, вытесняющим агентом служила пресная вода, температура проведения опыта – 33 °С.

Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скв. №№ 401, 419, 424, 162 (основная часть выборки). Коллекторами являются известняки сгустково- и комковато-детритовые кавернозно-пористые. В скважинах №№ 401, 419, 424 – известняки интенсивно выщелоченные с зонами палеокарста. Отмечается слабая доломитизация в цементе и по органике (1 – 3 %). Поры межформенные размером от 0,03 до 0,65 – 0,8 мм и каверны – 1,0 – 4,5 мм (макро- – до 2,0 – 2,5 см) от редких до придающих породе кавернозно-пористый облик, часто с битумным заполнением. Скв. № 410 вскрыла отложения рифового склона – здесь коллекторами являются известняки мелкодетритовые с мелкими кавернами 2 – 3 мм.

В соответствии с результатами изучения смачиваемости породы турнейско-фаменских отложений гидрофобные. Пласты зонально неоднородны, часть из них имеет прерывистый характер, зоны замещения коллекторов плотными породами.