3 Литолого-физическая характеристика коллекторов

Ромашкинское нефтяное месторождение является одним из крупнейших полигонов совершенствования систем разработки, активного освоения новых технологий и использования методов увеличения нефтеотдачи различной специфики. Основным объектом разработки на месторождении являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона – горизонты Д₀ и Д₁ по промысловой индексации.

Месторождение многопластовое, сводовое, литологически осложненное, разделенное на 12 блоков. Отложения представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися между собой, выклинивающимися или переходящими друг в друга. В настоящее время они в основном уже выработаны, в разработку вовлекаются участки с осложнёнными геолого-физическими условиями, которые характеризуются повышенной зональной и слоистой неоднородностью, ухудшенными коллекторскими свойствами; запасы нефти в них относятся к трудноизвлекаемым. К ним добавляются и участки на границах блоков, участки вблизи контуров нефтеносности.

Минеральный состав – кварцевый, в небольшом количестве присутствуют пелитизированные серпицитизированные полевые паты. По гранулометрии – в составе преобладают две фракции: мелкозернистая псаммитовая и крупнозернистая алевролитовая, находящиеся на границе песчаников и алевролитов.

Гранулометрический состав песчаников и алевролитов по территории месторождения и разрезу продуктивных отложений одинаков, т.е. по литологии пласты объекта неотличимы.

Обоснование кондиций коллекторов и их классификация проведена по методике с применением взаимной парной корреляции по следующим параметрам: пористость, проницаемость, глинистость, остаточная водонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность, удельный дебит по нефти, коэффициент вытеснения нефти водой.

Одной из главных особенностей геологического строения объекта является его расчлененность, которая на месторождении достаточно высока.

Детальная корреляция разрезов скважин с использованием номограмм показала, что в разрезе четко выделяется 7 зональных интервалов, к которым приурочены пласты объекта. Индексация их принята такой же, как и на всем юго-востоке Татарстана: сверху вниз – Д₀ (кыновский горизонт), а, б₁,б₂₊₃ (верхнепашийский подгоризонт), в, г, д (нижнепашийский подгоризонт). Отмечено закономерное сокращение толщины отложений горизонтов с юга на север месторождения.

4 Физико-химические свойства жидкостей и газов

Пористость песчаников колеблется от 15 до 26 %, проницаемость составляет от 40 до 2000 мД. Дебиты отдельных скважин из пласта Д(1) составляли до 400 т/сут. Режим залежей водонапорный и упруговодонапорный. Основные залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления (внутриконтурное и законтурное заводнение), механизированным способом. Центр добычи — Альметьевск. В настоящее время на Ромашкинском местоскоплении пробурено более 8 тысяч скважин. Геологические запасы нефти, оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд. тонн. Нефтесодержащие песчаники девона и карбона . Залежи на глубине 1,6—1,8 км. Начальный дебит скважин — до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80—0,82 г/см³, содержание серы 1,5—2,1 %.

Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов.

Подземные воды горизонтов Д₀ и Д₁ по своим физико-химическим свойствам на территории Ромашкинского месторождения близки между собой, различие в свойствах по площадям несущественное.

Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статические 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 гидрокарбонатов. В газовом составе преобладает азот (до 75% об.), метана до 8,7%, углекислого газа до 1,6%.

Для закачки в пласты используется вода реки Камы. Вода пресная, гидрокарбонатно-сульфатно-кальциевая, плотностью 1000-1001,8 кг/м³.

В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север и, как следствие этого, увеличение объёмного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти. Различия в свойствах нефти между горизонтами Д₀ и Д₁ хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, то есть несущественны (таблица 1).

Таблица 1- 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, м^3/т	57,3	53,5	51,9
Пересчётный коэффициент	0,8787	0,8795	0,8849
Вязкость пластовой нефти, мПа·с	3,95	3,97	4,5
Плотность поверхностной нефти, кг/м^3Д 0	862	862	862
Д 1	861	863	863
Содержание серы, % вес	1,6	1,6	1,6
Содержание гелия в попутном газе	0,042%

Нефть терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения по основным характеристикам аналогична Ново-Елховского и Туймазинской: сернистая (0,5-2%), средне-парафинистая (1,5-6%), содержание фракций до 350⁰С (30-45%), маловязкая (до 4 мПа·с).

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.