1.5 Нефтегазоводоносность

Залежь пласта ДIII залегает на средней глубине 3187 м и вскрыт 14-ю скважинами. Промышленный характер залежи доказан опробованием и эксплуатацией 12-ти скважин (56, 58, 60, 64, 84, 91, 94, 95, 96, 99, 100 и 200). Эксплуатация пласта начата в 1988 году скважиной 56.

Общая толщина пласта изменяется в пределах 11,0–31,4 м. Толщина проницаемых песчаных прослоев, количество которых достигает 6-ти, изменяется от долей метра до 27,8 м, толщина разделяющих их плотных прослоев колеблется от 0,3 до 7,2 м.

ВНК принят на абс.отм. минус 3112 м, по данным ГИС в скважинах 56, 91, 62 и опробования в скважине 56, где из интервала 3155-3172 м (-3093,9-3110,9 м) получен фонтан нефти. Водонасыщенная кровля пласта в скважине 69 на абс. отметке минус 3113,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2(скв. 62) до 26,2 м (скв. 96).

Залежь пластового типа, со значительной по площади водонефтяной зоной. Размеры залежи – 3,2×2,1 км, высота – 40 м.

Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Западно-Коммунарского месторождения показаны в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Параметр	Показатели		ЧНЗ	ВНЗ	в целом
Общая толщина, м	Среднее значение		22,6	17,8	18,3
	Коэффициент вариации, доли ед,		-	0,41	0,39
	Интервал изменения	от	-	6,8	6,8
		до	-	32,7	32,7
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м	Среднее значение		11,4	4,9	5,6
	Коэффициент вариации, доли ед,		-	0,78	0,73
	Интервал изменения	от	-	2,4	2,4
		до	-	14,5	14,5
Эффективная газонасыщенная толщина, м	Среднее значение		-	-	-
	Коэффициент вариации, доли ед,		-	-	-
	Интервал изменения	от	-	-	-
		до	-	-	-
Эффективная водонасыщенная толщина, м	Среднее значение		-	7,9	7,9
	Коэффициент вариации, доли ед,		-	0,60	0,60
	Интервал изменения	от	-	2,2	2,2
		до	-	16,0	16,0
Коэффициент песчанистости, доли ед,	Среднее значение		0,50	0,70	0,68
	Коэффициент вариации, доли ед,		-	0,19	0,21
	Интервал изменения	от	-	0,49	0,49
		до	-	0,88	0,88
Коэффициент расчлененности, доли ед,	Среднее значение		6,0	3,4	3,7
	Коэффициент вариации, доли ед,		-	0,36	0,39
	Интервал изменения	от	-	2	2
		до	-	6	6
Количество скважин, используемых для определения.			1	8	9

1.6. Коллекторские свойства пласта

Коллекторские свойства изучаются по керну, ГИС и ГДИС. Исследования кернового материала проводились в лабораториях физики нефтяного пласта института «Гипровостокнефть», ИТЦ ОАО «Самаранефтегаз» и института «СамараНИПИнефть».

Пористость (Кп) керна определялась по ГОСТ 26450.1-85 [7] методом жидкостенасыщения по Преображенскому, измерение газопроницаемости - в соответствии с ГОСТ 26450.2-85 [8] – методами стационарной и нестационарной фильтрации воздуха. Измерения проницаемости (Кпр) производились на образцах в направлении параллельном напластованию.

Оценка водоудерживающей способности пород производилась методом центрифугирования.

По материалам промыслово-геофизических исследований (ГИС) пористость нефтенасыщенной части продуктивных пластов в целом по рассматриваемым объектам оценивалась по 462 интервалам 63 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии материалы ГИС интерпретировались по 204 интервалам 24 скважин. Средние значения пористости и начальной нефтенасыщенности по ГИС рассчитывались как средневзвешенные по толщинам эффективных нефтенасыщенных интервалов пластов.

Промыслово-гидродинамические исследования пластов (ГДИ) проводились ЦНИЛом ПО «Куйбышевнефть», ООО «СамараНИПИнефть», ООО «Контроль-Сервис», ООО «СИАМ-Мастер». Расчет проницаемостей продуктивных пластов проводился по результатам исследований 26 скважин: на Западно-Коммунарском поднятии - по результатам исследований 11 скважин. Статистические показатели характеристик неоднородности пласта приведены в таблице 1.2

Таблица 1.2

Параметр	Показатели	Значения
Коэффициент песчанистости, доли ед,	Среднее значение	0,68
	Коэффициент вариации, доли ед,	0,21
Коэффициент расчлененности, доли ед,	Среднее значение	3,7
	Коэффициент вариации, доли ед,	0,39
Количество скважин, используемых для определения.		9

Характеристика коллекторских свойств и нефте-газонасыщенности представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3

Метод опре- деле-ния	Наименование	Проницае-мость, мкм^2	Пористость, доли ед.	Начальная		Насы-щен-ность связан-ной водой, доли ед.
				нефте-насы-щен-ность, доли ед.	газона-сыщен-ность, доли ед.
1	2	3	4	5	6	7
Продолжение таблицы 1.3
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	4	5	4	-	4
	Количество определений, шт.	225	404	172	-	172
	Среднее значение	0,1859	0,167	0,906	-	0,094
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,682	0,151	0,041	-	0,302
	Интервал изменения	0,0070-0,7185	0,086- 0,221	0,800-0,965	-	0,035-0,200
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	-	16	16	-	16
	Количество определений, шт.	-	54	43	-	43
	Среднее значение	-	0,158	0,884	-	0,116
	Коэффициент вариации, доли ед.	-	0,200	0,041	-	0,315
	Интервал изменения	-	0,100- 0,210	0,720- 0,943	-	0,057- 0,280
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт.	5	-	-	-	-
	Количество определений, шт.	6	-	-	-	-
	Среднее значение	0,0880	-	-	-	-
	Коэффициент вариации, доли ед.	0,841	-	-	-	-
	Интервал изменения	0,0280- 0,2200	-	-	-	-
Принятые при проектировании значения параметров		0,1859	0,16	0,88	-	0,12

Геолого-физические характеристики продуктивного пласта представлены в таблице 1.4.

Таблица 1.4

Параметры	Западно-Коммунарское поднятие
	ДIII
Категория запасов	В
Средняя глубина залегания, м	3187
Тип залежи	пластовый
Тип коллектора	терригенный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м^2	6605
Средняя общая толщина, м	24,0
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	15,9
Объём нефтегазоносности, тыс. м^3	62688
Коэффициент пористости, доли ед.	0,16
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,88
Проницаемость, мкм^2	0,1859
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,84
Расчлененность	2,8
Начальная пластовая температура, С	76
Начальное пластовое давление, МПа	36,20
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас	1,07
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПас	4,68
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м ^3	0,754
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м^3	0,811
Абсолютная отметка ВНК, м	-3112
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,152
Пересчетный коэффициент нефти, доли ед.	0,868
Содержание серы в нефти, %	0,82
Содержание парафина в нефти, %	5,21
Давление насыщения нефти, МПа	8,28
Газосодержание нефти, м^3/т	74,78
Газовый фактор, м^3/т	60,10
Содержание сероводорода (в пластовой нефти), %	отс.
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	0,85
Плотность воды в пластовых условиях, т/м^3	1,158
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м^3	1,192
Сжимаемость, 1/МПа·10^-4
нефти	14,07
воды	2,25
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,683