1. Основные свойства коллекторов нефти и газа

Продуктивный пласт ДО залегает в средней части кыновских глин, общая толщина составляет в среднем по площади 25,7м. Пласт представлен коллекторами на 58% площади и сложен, как правило, 1-2 прослоями. Средняя расчлененность составляет 1,31. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8м до 7м, а средняя ее величина по блокам от 1,58м до 2,44м. В соотношении с небольшой нефтенасыщенной толщиной пласт характеризуется и малой песчанистостью, которая в среднем по площади равна 0,078. От горизонта Д1 пласт До отделяется пачкой нижнекыновских глин прослеживающихся по всей площади, толщиной от 3 до 16,2м. Толщина глинистого раздела уменьшается в направлении с востока на запад.

Продуктивные пласты горизонта Д1, если его рассматривать в целом, имеют практически площадное распространение, вероятность вскрытия коллектора по площади составляет 0,95. Общая толщина горизонта Дт изменяется от 24,6м до 53,6м, уменьшаясь в направлении к Алтунино-Шунакскому прогибу, и в среднем составляет 33,3м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины горизонта Д1 в среднем по площади, соответственно равны 14,5м и 10,4м. Песчанистость разреза в продуктивной части составляет 0,37 разреза в целом - 0,43.

Горизонт Д1 является многопластовым объектом и представляет собой переслаивание пористопроницаемых и плотных глинистых прослоев, в разрезах отельных скважин выделяется до 10 и более пропластков.

Коэффициент расчлененности в продуктивной части разреза по блокам изменяется от 3,45 до 4,76, а в среднем по площади он равен 4,1. По объекту разработки в целом, включающему продуктивные пласты горизонтов До и Д1, коэффициент расчлененности составляет 4,86, т.е. в сравнении с 1982 года он практически не изменился.

Как рассматривалось выше, детальное изучение геологического строения и корреляция пластов коллекторов позволили выделить в разрезе горизонта Д1восемь пластов: «а», «б1», «б2», «бз», «в», «п», «г2+з», «д». Разделы между выделенными пластами сложены в основном глинистыми алевролитами и аргиллитами.

Кратко рассмотрим характеристику каждого из пластов.

Пласт «а» коллектором представлен на 67% площади и в наибольшей степени он развит в пределах четвертого блока, где имеет близкое к площадному распространение, на двух других блоках залегает в виде линз и полос различной величины. Средняя толщина пласта изменяется от 2,16м на третьем блоке до 3,26м на четвертом блоке и в среднем по площади составляет 2,75м.

Коэффициент связанности с пластом «б1» равен 0,063. Толщина глинистой перемычки между ними, в случае их раздельного залегания, в среднем составляет 2,9м.

Пласт «б1» является одним из наименее выдержанных, вероятность вскрытия коллектора (прерывистость) по площади изменяется от 0,26 до 0,45 и в среднем равна 0,38.

Коллекторы пласта залегают в виде небольших линз и полос. Связанность пласта с нижележащим пластом «б2» довольно высокая и в среднем равна 0,242. Средняя толщина коллекторов изменяется от 1,49 до 1,86м. Толщина глинистой перемычки до кровли пласта «б2» составляет 1,6м.

Пласт «б2» отличается от вышележащего несколько большим

распространением по площади, прерывистость составляет 0,5 и залегает преимущественно в виде достаточно крупных полос и линз со средней толщиной коллекторов 1,71 м. От пласта «бз» он отделен глинистым разделом толщиной 1,6м. В 33% скважин, вскрывших оба пласта отмечается его слияние с пластом «б3» причем наибольшей связанностью рассматриваемые пласты характеризуются на 3 блоке.

Коллекторы пласта «б3», как и вышележащего вскрыты на 50% площади, от пласта «в» отделяются самой мощной глинистой перемычкой толщиной в среднем 3,5м. Доля коллекторовв зональном интервале пласта «б3»

увеличивается в направлении к 4 блоку, где он представлен в виде крупной линзы сложного строения.

Средняя толщина пласта по блокам изменяется от 2,13м до 2,87м. Связанность с пластом «в» на 1+2 и 4 блоках небольшая, соответственно 0,038 и 0,048, а на 3 блоке значительно выше 0,219.

Коллекторы пласта «в» наибольшее распространение имеют на 1+2 и 3 блоках, где прерывистость составляет соответственно 0,63 и 0,80. На 4 блоке он залегает в виде линз и двух крупных полос меридионального направления, прерывистость его равна 0,42, средняя по площади толщина пласта равна 3,03м, связанность с пластом «п» - 0,106 и толщина глинистой перемычки между ними 2,4м. В связи с прохождением по пласту поверхности начального водонефтяного контакта в пласте выделяется водонефтяная зона, имеющая основное распространение в пределах 1+2 блока.

Пласт «г1» сложен практически в виде одного крупного тела, форма которого усложняется наличием больших зон отсутствия коллекторов, прерывистость по блокам изменяется от 0,64 до 0,72.

Толщина пластов коллекторов в среднем равна 2,75м. С пластом «г2+3» пласт имеет высокую связанность, зоны слияния вскрыты в 33,5% площади распространения коллекторов. В зонах раздельного залегания пласт «г1» от пласта «г2+3» отделяется глинистым разделом толщиной 1,6м. Водонефтяная зона выделяется на всей площади, но основное распространение имеет на 1+2 и северо-восточной части 4 блока.

Наиболее выдержанным, с точки зрения распространения по площади, является пласт «г2+3», вероятность вскрытия коллекторов колеблется в пределах от 0,75 до 0,83. Толщина продуктивных пластов в среднем составляет 3,55м. Пласт характеризуется наибольшей из всех пар смежных пластов связанностью (с пластом «д»), которая составляет 0,44. Толщина глинистой перемычки между пластами «г2+3» и «д» равна 3,4м. Как и по двум вышележащим пластам по пласту проходит поверхность начального ВПК, вследствие чего пласт в пределах 1+2 и 3 блоков является продуктивным лишь на отдельных, различной величиныучастках.

Пласт «д» самый нижний из пластов горизонта Д1 по характеру залегания близок к пласту «в», прерывистость его равна 0,540, однако ввиду его низкого гипсометрического положения продуктивным является лишь на относительно небольших участках площади. Толщина продуктивных коллекторов колеблется в среднем от 3,13 до 4,54м.

Подошвой пласта Д1 является пачка муллинских глин, толщиной около 6м. На Альметьевской площади она достаточно выдержана, зоны слияния пласта «д» с пластом Д2 выделяются в единичных скважинах.

Коллекторские свойства и насыщенность пластов коллекторов определялась тремя методами в различных сочетаниях: по данным лабораторных анализов керна, геофизических и гидродинамических методов исследований скважин.

Физико-химические свойства нефтей и газов исследовались в лаборатории ТатНИПИнефть и лаборатории Альметьевской ГПК. Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами.

Физико-химические свойства пластовых нефтей девонского горизонта были исследованы по 66 качественным пробам, отобранным из 27 скважин и по 20 поверхностным из 13 скважин.

Параметры пластовой нефти пашийского горизонта изменяются в следующих пределах: плотность нефти от 770 кг/м³ до 847 кг/м³, среднее значение 798,2 кг/м³, вязкость нефти от 2,42 мПас до 10,95 мПас, среднее значение равно 4,41 мПас, объемный коэффициент от 1,0390 до 1,2160, среднее 1,1628.

Кыновский горизонт пластовой нефтью характеризуется только одной пробой. Параметры поверхностных нефтей кыновского горизонта: содержание серы колеблется от 1,1 до 2,1%, среднее значение 1,4%, содержание парафинов 5,7%.

По пашийскому горизонту содержание серы колеблется от 1,3 до 1,6%, среднее 1,4%, парафинов 4,6%.

Следовательно, нефти девонского горизонта Альметьевской площадиотносятся к сернистым и парафинистым.

Рабочий газовый фактор по пашийскому горизонту равняется 54,28 м³/т, по кыновскому горизонту 47,67 м³/т.

Результаты исследований нефти и газа приведены в таблицах 1 и 2.

Таблица 1 – Результаты исследований нефти и газа

Наименование	Пласт кыновский		Среднее знач-е
	Кол-во исследованных
	скважин	проб
1	2	3	4
Нефть
Давление насыщения газом, МПа	1	1	8,7
Газосодержание, м^3/т	1	1	59,9
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м^3/т
Р=0,5МПа Т=9 °С	-	-	37,8
Р2 = 0,1МПа Т2 = 9 °С	-	-	9,9
Суммарный газовый фактор, м3/т	1	1	47,67
Плотность, кг/м3	-	-	0,79
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, д.е.	1	1	1,153
Пластовая температура, °С

Таблица 2-результаты исследований нефти и газа

Наименование	Пласт пашийский				Среднее знач-е
	Кол-во исследованных			Диапазон изменения
	скважин	проб
1	2	3		4	5
Нефть
Давление насыщения МПа	35	50		60,2-92,9	8,4
Газосодержание, м^3/т	37	52		52,8-75,3	65,4
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м^3/т
Р=0,5МПа Т=9 °С	-	-			43,3
Р2 = 0,1МПа Т2 = 9 °С	-		-		11,0
Суммарный газовый фактор, м^3/т	-		-		54,28

Продолжение таблицы 2

1		2		3	4		5
Плотность, кг/м^3	32		54			0,77-0,847	0,7982
Вязкость, мПс	23		25			2,42-10,95	4,41
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, д.е.		-		-	-		40
Пластовая температура, °С