едня проникність по повітрю при лінійної фільтрації склала по 940 зразкам керна 0,0068 мкм 2. Аналізом встановлено, що спочатку нефтенасищенной зразки мають велику проникність, ніж водонасищенние, яка в середньому по 807 визначень становить 0,0078 мкм 2. За 133 водонасиченим зразкам керна середня проникність склала 0,0008 мкм 2.
нефтенасищенних пласт з проникністю менше 0,05 мкм 2, що відноситься за галузевої класифікації до важкодобувані, зустрічається в 95% свердловин.
Таким чином, по фільтраційної характеристиці поклад нафти в карбонатних Кизеловского горизонту відноситься до важкодобувані. З теорії і практики відомо, що від проникності пласта залежить час відновлення пластового тиску, який при наведених величинах проникності змінюється від 15 до 45 діб.
При визначенні проникності зразків керна з пористістю 5-8% виявилося, що останні, в більшості, непроникні.
Незначна проникність встановлена ??в зразках, що мають видимі горизонтальні тріщини по стилолітові швах.
Зразки керна, з такою пористістю мали нефтенасищенность. Практично, в результаті експлуатаційного розбурювання покладу, в свердловинах, що мають пористість 6-8% при освоєнні мається приплив нафти і вони вводяться в експлуатацію. Освоєння великої кількості нагнітальних свердловин, більше 50% яких розташовані в зонах знижених товщин і мають пористість 6-8%, не викликало технологічних труднощів. Свердловини стійко, протягом багатьох років, беруть пластову високомінералізовану девонську воду при тисках 3,0-6,0 МПа. Середня прийомистість становить при цьому тиску на гирлі 70-80 м 3 / добу.
нефтенасищенних пласта
За керну нефтенасищенность пласта нерівномірна, плямами різної інтенсивності коричневого забарвлення, що зумовлено складним текстурованим і структурною будовою карбонатного колектора. Початкова нефтенасищенность визначена по комплексу геофізичних досліджень свердловин і в середньому по пласту становить 78%, змінюючись від 69,5% до 88%.
Залишкова нефтенасищенность визначена методом «сушки» по промитим фільтратом бурового розчину керна і становить 0,31 Д.Є. (479 визначень).
Залишкова нефтенасищенность змінюється за площею родовища в досить широкому інтервалі, від 12 до 48%, що також є підтвердженням складності геологічної будови продуктивного пласта. Аналізом виявлено залежність між залишковою нефтенасищенних і проникністю, представлена ??в таблиці.
Залишкова нефтенасищенность починає інтенсивно збільшуватися при проникності менше 0,04 мкм 2.
Залежність залишкової нефтенасищенності від проникності
Інтервал проникності, мкм 2 Кількість образцовПроніцаемость мкм 2 Залишкова нефтенасищенность a н0 ,001-0, 0025 0,0025-0,005 0,005-0,010 0,010-0,020 0,020-0,030 0,030-0,040 0,040-0,050 0,050-0,060 0,060-0,080 0,080-0,100 0,100-0,120 0,140-0,16031 40 31 31 25 15 9 3 4 6 3 20,0018 0,0041 0,0074 0,0151 0,0271 0,0351 0,0452 0,0571 0, 0705 0,0918 0,1122 0,150228,02 29,46 27,6 27,5 28,3 26,2 25,4 24,0 25,0 25,5 26,0 25,0
Фізико-хімічні характеристики пластових рідин
Фізико-хімічні параметри нафти в пластових умовах характеризуються такими величинами:
Щільність - 855 кг / м 3
