1.2.1 Основные параметры  пластов 

     В таблице 1.2 приведены коллекторские  свойства и нефтенасыщенность пластов горизонта Д1.

     По  разрезу горизонта Д1 отмечается тенденция увеличения пористости сверху вниз, которая в более слабой степени  проявляется и по проницаемости. Средние пористость и проницаемость  в целом по горизонту Д1 соответственно 0,196 и 0,326 мкм² , Нефтенасыщенность пластов, в соответствии с положением

пластов относительно уровня ВНК, последовательно  уменьшается от 1,0 для пластов  «а»  и «61» до 0,094 для пласта «д».

     Горизонт  Д1 в целом имеет практически  площадное распространение, вероятность вскрытия бурением продуктивного пласта на Зеленогорской площади составляет 0,988.

 

       
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     

Общая толщина  горизонта Д1 по площади колеблется от 27 до 49 м и в среднем равна 37,4 м (таблица 1.3).

Таблица 1.1

Средние исходные геолого-физические характеристики горизонта  Д1 Зелено-горской площади

 
 

     

Эффективная толщина  составляет в среднем 26,9 м, нефтенасыщенная - 9,94 м. Средняя нефтенасыщенная толщина  составляет в целом по площади, 26,6 % от общей и 37,0 % от эффективной. Это значительно меньше, чем по центральным площадям Ромашкинского месторождения, но больше, чем по краевым.

     

Территория Зеленогорской  площади занимает около 184 км². Площади нефтеносности пластов в соответствии со структурными и литологическими особенностями уменьшаются в основном вниз по разрезу. Геологический профиль, построенный по Зеленогорской площади представлен на рисунке 1.2. 
 

Таблица 1.2

Характеристика  параметров горизонта Д1

 
 
 
 
 
 
 

Таблица 1.3

Характеристика  толщин пластов горизонта Д1

 

   

Горизонт Д1 является многопластовым объектом разработки. Как видно из рисунка 1.2 он имеет  сложное строение. В скважинах  встречаются самые разнообразные  типы разрезов от одного до десяти пластов коллекторов. Рассчитанные в целом для горизонта статистические показатели характеризуют его макронеоднородность и показывают, что в среднем каждой скважиной вскрывается 5,6 пластов, доля песчаных коллекторов составляет    52 % (таблица 1.4).   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 1.4

Показатели характеристик  неоднородности горизонта в целом  по площади 

 

     

1.2.2 Физико-химические  свойства нефти  и газа

     

Физико-химические свойства нефтей и газов исследовались  в секторе пластовых нефтей и  газов «ТатНИПИнефть»  и ЦНИЛ объединения «Татнефть».

     

Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами.

     

Значения параметров пластовой нефти, поверхностной  нефти и газа изменяются. Так давление насыщения изменяются от 8,3 до 9,6 МПа, средне-арифметическое значение по площади равно 8,98 МПа, газосодержание от 53,1 до 67,8 м³/т , среднее 62,9 м³/т, объемный коэффициент от 1,112 до 1,188, среднее 1,1611, плотность нефти от 795 до 827 кг/м³, среднее 809,6 кг/м³ , вязкость нефти от  15,3 до 22,1 мПа*с, среднее 18,9 мПа*с. Содержание серы в среднем – 1,6 %, асфальтенов  - 2,8 % весовых.

     

Нефть в поверхностных  условиях (таблица 1.5) по величине вязкости может быть отнесена к группе средних  нефтей, выход светлых фракций  составил 7,3% объемных при разгонке до 100 ^оС , 26,3 % - до 200 ^оС, 47 % - до 300 ^оС. Состав газа по площади изменяется незначительно. Плотность газа в среднем равна 1,296 кг/м³.

     

В газе содержится метана  39,76 %, этана – 23,4 %, пропано-бутановых  фракций – 16,85 %, азота – 8,71 % объемных. Компонентный состав разгазированной нефти приведен в таблице 1.6.

     

После сепарации  нефти на товарном парке рабочий  газовый фактор, т.е. суммарный газовый  фактор I и II ступеней сепарации составляет 49,7 м³/т (при нормальных условиях). Потери нефти в технологических и товарных резервуарах от испарения в процессе подготовки составляют  4,6 м³/т (при нормальных условиях). сбрасываемая вода после технологических и буферных резервуров уносит с собой в растворенном виде часть газа, величина эта равна 0,004 м³/т (при нормальных условиях). После подготовки нефти в установках комплексной подготовки нефти выделяется газ стабилизации, количество которого составляет 0,42 м³/т (при нормальных условиях). Разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенным в процессе подготовки нефти, равна 8,176 м³/т (при нормальных условиях), т.е. такое количество газа остается в товарной нефти. 

Таблица 1.5

Свойства нефти  в поверхностных условиях

 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 1.6

Компонентный  состав пластовой нефти и газа, выделившегося из нефти при однократном разгазировании при стандартных условиях  

 
 
 

     

1.2.3 Физико-химические  свойства пластовых  вод

     

Подземные воды пашийских отложений Зеленогорской  площади Ромашкинского месторждения исследовались по 14 скважинам (таблица 1.7). Они представлены хлоркальциевыми рассолами, общая минерализация которых

колеблется от 249,6 до 281,5 г/л. Плотность пластовых  вод изменяется от 1170 до 1190 кг/м³. Характерным для пластовых вод терригенного девона является незначительное содержание сульфат-ионов. На Зеленогорской площади в пластовых водах пашийских отложений содержание сульфат-ионов колеблется от следов до 55,6 мг/л. в естественных условиях в пластовых водах пашийских отложений сероводород отсутствует. Однако закачка пресных речных вод, содержащих сульфаты и сульфатредуцирующие бактерии, в нефтяные пласты приводит к образованию сероводорода до 50-60 мг/л и увеличивает скорость коррозии металла в воде. По составу растворенного газа в пластовых водах преобладает метан. Газонасыщенность вод колеблется от 30 до 70 % объемных, упругость растворенного газа от 6 до 13 МПа. Общее количество углеволородных газов 60-75 %, из них метана от 62 до 96 %. Вязкость пластовой воды 1,98 мПа*с.