Коллекторские свойства продуктивных пластов

Нефтеносный разрез месторождения подразделяется на две качественно отличные зоны: зону окисленной нефти, содержащую неподвижную нефть полужидкой консистенции, и нефтеносную с подвижной газированной нефтью. ЗОН залегает между нефтеносной и водоносной зонами.

Породы, коллекторы этой зоны заполнены густой окисленной нефтью и битумами. Породы окрашены в темно-коричневый и черный цвет. Зона полностью изолирует подошвенные воды рифа. Oб этом свидетельствуют данные опробования скважин и закачки воды под зону окисленной нефти.

Изучение зоны окисленной нефти Введеновского месторождения показало, что консистенция углеводородов в породе густая и полужидкая (нетекучая).

Содержание битумов в породе изменяется от 2,5 до 7 процентов (весовых) или от 6 до 17 объемных процентов. Количество асфальтенов достигает 14,6 процента. Наиболее высокие отметки кровли ЗОН близки к -990 метрам. В большинстве скважин, вскрывших окисленную зону, отметки ее кровли лежат в интервале от -995 до -1005 метров. Наиболее низкие отметки ЗОН расположены в скважинах, тяготеющих к периферии массива, где отметки ЗОН расположены в скважинах, тяготеющих к периферии массива, где отметки подошвы нефтеносной зоны снижаются до -1010 метров. Преобладающим типом известняков рифов являются органогенно-детритовые известняки. Пористость колеблется в широких пределах. Довольно часто в рифах отмечаются органогенно-шламовые известняки, с характерной шламовой структурой. Редко встречаются органогенно-обломочные и органогенные разности известняков с биоморфной структурой. Пористость обусловлена как промежутками между обломками, так и полостями организмов. Наряду с чистыми разностями встречаются в той или иной степени доломитизированные известняки.

Пористость пород изменяется от 1-2 до 32 процентов. Проницаемость меняется в широких пределах. Установить устойчивую зависимость между пористостью и проницаемостью не удалось, хотя с увеличением коэффициента пористости процент проницаемых образцов возрастает. Довольно часто образцы с высокой пористостью /выше 15 процентов/ практически непроницаемы. Средняя пористость газовой части рифа 5,3 процента (при нижнем пределе коллектора 2,5 процента), средняя пористость нефтеносной зоны равна 13 процентам (при нижнем пределе коллектора 5 процентов).

Нефть приурочена к пористым и пористокавернозным разностям известняков и реже к доломитам, Встречаются участки сетчатых известняков, имеющих Высокую (свыше 20%) пористость. Средняя пористость рифа 6,7%. проницаемость 22,5мл. Первоначальные дебиты нефти по скважинам колебались от 1 до 200тыс/сутки, газовый фактор составлял 97 м³/m.

Пластовое давление 115-120 атм., давление насыщения 85 атм.

Наибольшая мощность газовой шапки констатирована в восточной части Введеновского месторождения в районе скважины №47, вскрывшей газоносные известняки на отметке -555 м, мощность газовой шапки равна 145 м. Первоначальное давление в газовой шапке порядка 80 атм.

Нефть Введеновского месторождения относится к парафинистым (содержание парафина 2,49-4,06 %), сернистым (0,4-2,3%), маловязким (вязкость при 20 градусах 1,76 МПа с).

Нефть Введеновского месторождения сравнительно легкая, удельный вес ее колеблется от 0,848 до 0,857. Содержание акцизных смол, согласно анализа, выполненного управлением «Ишимбайнефть». колеблется от 25 до 26%, по анализу, выполненному УФНИИ 10%. Плотность нефти в пластовых условиях 0.786 г/см³. Давление насыщения нефти изменяется по площади от 7до 8,7 и составляет в среднем 7,9МПа.

Разгонка нефти в приборе Гадаскина показала, что суммарный выход фракции до 200⁰С равен 21,99-28,06%, и 300⁰С- 46,06-47,99%.

Газ Введеновского месторождения по содержанию высших углеводородов относится к типу «жирных». Газовый фактор изменяется по отдельным скважинам от 78 до 100 м³/т. Средний газовый фактор 93,8 м³/т. Газ, отобранный на трапе в процессе эксплуатации, имеет удельный вес около единицы, содержание метана от 43,3 до 47,4%, сероводорода+углекислого газа от 1,4 до 2%. Затрубный газ имеет удельный вес от 0,809 до 0,977, содержание метана колеблется от 58,7 до 78,8%, несколько меньше содержание С0₂+Н₂S по отношению содержания их в трапном газе.

Подошвенные воды высокой минерализации хлор-кальциевого типа с удельным весом до 1,18 г/см и содержанием солей до 200 г/л.