Краткая геологическая характеристика пластов

На месторождении, как было показано ранее, продуктивными объектами являются терригенные отложения нижнего карбона и девона, карбонатные отложения каширского горизонта и турнейского яруса.

Параметры, необходимые для гидродинамических расчетов при проектировании по пластам сведены в таблице 2.9.

По каширскому горизонту значения пористости и нефтенасыщенности для расчетов при проектировании приняты по ГИС равные 0,14 и 0,82 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 0,020 мкм² по данным исследования керна.

По отложениям каширского горизонта глубинной пробы нет, поэтому плотность нефти принята по поверхностной нефти равной 908 кг/м³. Вязкость нефти в пластовых условиях и плотность пластовой нефти получены расчетным путем для определения коэффициента вытеснения и составляют соответственно 32,4 мПа∙с и 899 кг/м³. Объемный коэффициент 1,020 принимаем равными коэффициенту карбонатной пачки турнейского яруса. Величина газосодержания принимается также по аналогии с турнейским ярусом 17,4 м³/т.

Для пласта СV тульского горизонта пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,25 и 0,837 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по данным исследования образцов керна.

Параметры нефти для расчетов приняты по аналогии с параметрами нефти в целом пластов ТТНК. Плотность при 20^оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 890 кг/м³ и 19,6 мПа∙с, газосодержание 17,4 м³/т, объемный коэффициент 1,042.

Для пласта СVI0 пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,205 и 0,88 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 0,549 мкм² по данным исследования образцов керна.

Параметры нефти для расчетов приняты по аналогии с параметрами нефти в целом пластов ТТНК. Плотность при 20^оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 0,890 г/см³ и 19,6 мПа∙с, газосодержание 17,4 м³/т, объемный коэффициент 1,042.

Для пласта CVI.1 пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,239 и 0,856 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 1,422 мкм² по данным исследования образцов керна.

Параметры нефти для расчетов приняты по глубинным пробам. Плотность при 20^оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 890 кг/м³ и 20,8 мПа∙с, Газосодержание принято как среднее по ТТНК 17,4 м³/т, объемный коэффициент 1,042.

Для пласта CVI.2 пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,234 и 0,828 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 0,758 мкм² по данным исследования образцов керна.

Параметры нефти для расчетов приняты по глубинным пробам. Плотность при 20^оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 898 кг/м³ и 26,5 мПа∙с, Газосодержание принято как среднее по ТТНК 17,4 м³/т, объемный коэффициент 1,042.

Для пласта CVI.3 пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,238 и 0,870 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 1,247 мкм² по данным исследования образцов керна.

Параметры нефти для расчетов приняты по аналогии с параметрами пласта CVI.2. Плотность при 20^оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 0,898 г/см³ и 26,5 мПа∙с. Газосодержание принято как среднее по ТТНК 17,4 м³/т, объемный коэффициент 1,042.

Для пласта CVII(лп) пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,236 и 0,878 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по данным исследования образцов керна равная 1,346 мкм².

По пласту CVII (лп) есть собственная проба, но параметры нефти по данной пробе завышены, поэтому параметры нефти для расчетов приняты по аналогии с параметрами пласта CVI.2. Плотность при 20^оС по совместным пробам равна 898 кг/м³ и 26,5 мПа∙с. Газосодержание принято как среднее по ТТНК равным 17,4 м³/т, объемный коэффициент 1,042.

При проектировании по пачке СТ1 пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,11 и 0,772 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну 0,016 мкм². Плотность нефти при 20^оС принята по результатам анализа совместной с пачкой СТ2 глубинной пробы равной 894 кг/м³, вязкость в пластовых условиях 22,6 мПа∙с, объемный коэффициент 1,020. Газосодержание принято по аналогии с ТТНК 17,4 м³/т. Давление насыщения принято как среднее по турнейскому ярусу 2,9 МПа.

При проектировании по пачке СТ2 пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,11 и 0,75 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну 0,009 мкм². Плотность нефти при 20^оС принята по результатам анализа совместной с пачкой СТ1 глубинной пробы равной 894 кг/м³, вязкость в пластовых условиях 22,6 мПа∙с, объемный коэффициент 1,020. Газосодержание принято по аналогии с ТТНК 17,4 м³/т. Давление насыщения принято как среднее по турнейскому ярусу 2,9 МПа.

При проектировании по пачке СТ3 пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,116 и 0,769 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну 0,025 мкм². Плотность нефти при 20^оС принята по результатам анализов глубинных проб равной 899 кг/м³. Вязкость принята по собственным пробам и равна 31,0 мПа∙с, объемный коэффициент 1,031. Газосодержание принято по аналогии с ТТНК 17,4 м³/т.

При проектировании по пачке СТ4 пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,119 и 0,783 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну 0,008 мкм². Плотность нефти при 20^оС принята по результатам анализов глубинных проб равной 901 кг/м³. Вязкость принята по собственной пробе 25,2 мПа∙с, объемный коэффициент 1,031. Газосодержание принято по аналогии с ТТНК 17,4 м³/т.

При проектировании по пачке СТ5 пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,115 и 0,763 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну 0,005 мкм². Плотность нефти при 20^оС принята по результатам анализов глубинных проб пачки СТ4 равной 0,901 г/см³, вязкость 25,2 мПа∙с, объемный коэффициент 1,031. Газосодержание принято по аналогии с ТТНК 17,4 м³/т.

По пласту Dкн1 значения пористости и нефтенасыщенности для расчетов при проектировании приняты по ГИС равные 0,164 и 0,879 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 0,158 мкм² по данным исследования образцов керна. Параметры нефти для расчетов при проектировании для пласта Dкн1 приняты по результатам анализа собственных и совместных с пластом Dкн2 глубинных проб. Плотность нефти при 20^оС равна 887кг/м³, газосодержание 32,7 м³/т, объемный коэффициент 1,075, вязкость нефти в пластовых условиях 15,4 мПа·с.

По пласту Dкн2 значения пористости и нефтенасыщенности для расчетов при проектировании приняты по ГИС равные 0,160 и 0,819 д.ед. соответственно. Проницаемость принята 0,275 мкм² по данным исследования образцов керна. Параметры нефти для расчетов при проектировании для пласта Dкн2 приняты по результатам анализа собственных и совместных с пластом Dкн1 глубинных проб. Плотность нефти при 20^оС равна 887к г/м³, газосодержание 32,7 м³/т, объемный коэффициент 1,075, вязкость нефти в пластовых условиях 15,4 мПа·с.

По пашийскому горизонту значения пористости и нефтенасыщенности для расчетов при проектировании приняты по ГИС равные 0,181 и 0,804 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну 0,280 мкм². Параметры нефти для расчетов при проектировании для пашийского горизонта приняты по глубинным пробам. Плотность при 20^оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 902 кг/м³ и 20,3 мПа∙с, газосодержание 21,2 м³/т, объемный коэффициент 1,064.

Для муллинского горизонта пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны 0,19 и 0,88 д.ед. соответственно. Проницаемость принята по керну равная 0,407 мкм². Параметры нефти для расчетов приняты по глубинным пробам пласта DI. Плотность при 20^оС и вязкость нефти в пластовых условиях, соответственно равны 0,902 г/см³ и 20,3 мПа∙с, объемный коэффициент 1,064, газосодержание 21,2 м³/т.

Значения коэффициентов вытеснения нефти минерализованной водой для продуктивных пластов приняты по результатам экспериментальных исследований.

Воды продуктивных отложений, по классификации В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу.