Анализ добывных возможностей скважин Павлвского месторождения

      Центральная часть месторождения, включая Барановский, Улыкский, Павловский, Григорьевский и Южно-Павловский купола, составляет единую залежь с общим водо- и газонефтяным контактом. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке (-798 м). Размеры залежи 17.5ґ´17.75 км. Этаж нефтеносности составляет 32.2 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 17.4 м. Положение газонефтяного контакта принято на отметке ( -785 м ). Размер газовой шапки составляет 11ґ´12.6 км. Этаж газоносности равен 19 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина 11.5 м.

      Размер  газовой шапки на Григорьевском  куполе 4.6ґ´4.75 км. Водоносные горизонты отмечены в досреднедевонских отложениях и в отложениях среднего девона, в турнейском ярусе нижнего карбона, в песчаниках яснополянского надгоризонта и известняках визейского яруса, в намюркском, башкирском и московском ярусах среднего карбона, в верхнекаменноугольных отложениях, в артинском и кунгурском ярусах нижней перми.

      Водообилие  пород различно и обусловлено  коллекторскими свойствами, степенью трещиноватости, кавернозности и другими показателями. Представлены воды в основном высокоминерализованными и метаморфизированными хлоркальциевыми рассолами, распространёнными от кристаллического фундамента до верхнекаменоугольных отложений. В отложения кунгурского и артинского ярусов отмечены воды хлормагниевого и сульфатнатриевого типов.

      Основной  областью питания водоносных горизонтов додевонских отложений, девона и нижнего карбона  Пермского Прикамья являются западный склон Урала и Северный Урал.

      Скорость  движения вод, по данным  В. И. Вещезёрова, по направлению  Чернушка -Танып и Куеда-Гажан-Бырка составляет 23-31.4 см\год, по данным А. И. Силина-Бекчурина ещё меньше - 0.2-19 см\год. По всему вскрытому разрезу наиболее изучены воды продуктивных толщ, содержащие промышленные запасы нефти.

      Ниже  приводится краткая характеристика вод турнейского яруса нижнего карбона.

      По  солевому составу пластовые воды турнейского яруса представлены рассолами хлоркальциевого типа. Удельный вес воды 1,179 г/см³. Наиболее высокая минерализация - 245,7 г/л. Отношение содержания натрия к хлору равно 0,68, кальция к магнию - 1,10. Коэффициент метаморфизации - 2,09, коэффициент сульфатности - 0,28. Содержание брома - 579,2 мг/л, йода - 6,2 мг/л, аммония - 251 мг/л, борной кислоты - 76,8 мг/л.  
 
 

      1.5 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и                               коллекторов продуктивных горизонтов

      Физико-химические свойства нефти турнейского яруса  изучались по 13 поверхностным пробам  скважин, расположенных на Павловском, Улыкском, Деткинском, Есаульском  и  Барановском куполах. Изучены также 18 глубинных проб.

      Нефть турнейского яруса относится к категории тяжёлых (плотность 0.907 г\см^3), сернистых (содержание серы 3%) и смолистых (содержание смол сернокислотных 75%, силикагелевых 23%), с содержанием парафина около 3.5%.

      Наблюдается постепенное увеличение плотности  нефти в южном направлении с 0.890 г\см^3 на Деткинском куполе до 0.937 г\см^3 на Есаульском куполе.

      Глубинные пробы нефти  позволяют охарактеризовать свойства пластовой нефти только в центральной части Павловского месторождения. Впервые глубинные пробы нефти были исследованы в 1958 году Н. А. Пьянковым. Результаты исследований свидетельствуют, что давление насыщения составляет 98-100 ат, газонасыщенность 46 м^3\т, вязкость нефти в пластовых условиях 8 сп.

      Состав  и свойства пластовых  жидкостей

  Физико-химические свойства пластовой нефти определены для пластов Т, Бб+Тл и Бш приведены в таблице.

  Зависимости платности и объёмного коэффициента нефти турнейского яруса от давления не определялась.

  Физико-химические свойства разгазированной нефти  приведены в таблице. 
 
 

  Табл. 1.5.1 Физико-химические свойства пластовой нефти. 

  Параметры пластовой нефти 

  пласт                                                                    Т           Тл+Бб           Бш  

давление  насыщения нефти газом кгс\см²           105             107             53

       газосодержание,  м³\т                                 46               50               21

      объёмный коэффициент                           1,101          1,100          1,05

        вязкость нефти, сп                                     9,0               6               16

       плотность нефти г\см³                             0,824         0,833         0,880

  Параметры и состав разгазированной нефти

                  пласт                                                                   Т                   Бб 

  плотность нефти, г\см³                                               0,912              0,891

  вязкость  нефти                                                             113,6              48,45

  молекулярный  вес                                                            266               247

  количество: серы                                                            2,79               2,15

                       асфальтенов                                               4,9                 4,56      

                         парафинов                                                  3,61               3,12

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Табл. 1.5.2 Физико-химические  свойства  газа

 

Табл. 1.5.3 Физико-химические  свойства  воды

 
 

      Турнейский  нефтяной пласт сложен известняками тёмно-серыми и коричневато-серыми, иногда светло-серыми, в кровельной части залежи - глинистыми. По структуре преобладают известняки органогенно-детритовые, затем сгустковые и хемогенные (как правило плотные).

      В органогенно-детритовых известняках (в  основной массе мелкодетритовых) отмечаются явления окремнения, пиритизации, кальцитизации. Содержание цемента значительное (часто до 40%), в тонкопористых разностях цемент поровый. Часто отмечаются различной величины трещины, выполненные вторичным кальцитом. Характерны: низкая сульфатность и доломитистость.

      Пористость  турнейских известняков изменяется в широких пределах, достигая 18.1%. среднее значение пористости в нефтенасыщенной части пласта определено по 41 образцу керна из 20 скважин и принято равным 9.9%. среднее значение пористости в водонасыщенной части пласта 10.2% по 31 образцу из 21 скважины.

      Пористость  методами ГИС не определялась. В  таблицах 3.2.1. и 3.2.2. приведены результаты определения пористости и проницаемости пород турнейского яруса по керну. Для вычисления среднего значения проницаемости выбраны образцы с проницаемостью больше 1 мд. Среднее значение проницаемости нефтенасыщенной части турнейской залежи по 18 образцам из 12 скважин, расположенных в основном на Павловском куполе, составляет 8.5мд; значение проницаемости водонасыщенной части - 11 мд по 14 образцам из 9 скважин, расположенных почти на всех куполах месторождения (Павловском, Деткинском, Барановском, Григорьевском, Есаульском).

      Средняя проницаемость пластов турнейской залежи (нефтенасыщенной и водонасыщенной частей ) составила 9.5 мд по 32 образцам из 21 скважины.

Табл. 1.5.4 Данные о коллекторских свойствах класта.