/p>
Середньозважена нефтенасищенная товщина по пласту II по площах родовища коливається в межах 1,9-3,5 м; по пласту VI - в межах 2,5-4,6 м; а по пластах I, IV0-VI0 мінімальна величина її становить 0,7-1,2 м, а максимальна - 1,0-1,6 м.
Проникність по керну продуктивних пластів змінюється в широких межах від 0,18 мкм до 1,79 мкм. Проникність основних продуктивних пластів (Сц + ш, СVI) як правило перевищує 1 мкм, а допоміжних пластів коливається в межах 0,18-0,7 мкм.
Звертають на себе увагу коефіцієнт піщанистого. Чітко простежується залежність його від товщини пласта. Чим вище товщина пласта, тим нижче коефіцієнт піщанистого і навпаки. Так, для пласта VI величина цього коефіцієнта становить 0,66; по пласту II - 0,94; по пластах I, IV0-VI0 вона зростає до 1.
Середня товщина продуктивної пачки в турнейском ярусі становить 12 м. Середньозважена нефтенасищенная товщина 4,2 м.
Продуктивний пласт Т1 характеризується невеликою пористістю 13,3%. Цьому відповідає і низька фільтраційна характеристика пласта. Так проникність пласта в середньому становить 0,034 мкм.
Частка колекторів в загальній товщині пласта не перевищує 0,37. Коефіцієнт розчленованості пласта Т1 становить 1,8, а коефіцієнт поширення змінюється в межах 0,92.
Таким чином, при низькій ємнісний і фільтраційної характеристиці пласт Т1 має досить високу неоднорідність, тріщинуватість, що обумовлює його надзвичайно низьку продуктивність.
. 3 Властивості порід, рідин
Склад і фізико-хімічна характеристика пластових нафт
Властивості нафти і нафтового газу вивчені по пробам, відібраним у пластових і поверхневих умовах. Способи відбору поверхневих проб загальноприйняті - з гирла діючих безводних свердловин. Проби нафти зі збереженням пластових умов відбиралися або в фонтануючих свердловинах, або при випробуванні свердловин пластоіспитателем. Деяка частина проб відібрана в діючих свердловинах через міжтрубний простір. Відповідно до зазначених критеріїв можливості відбору проб пластової нафти з плином часу розробки зменшуються.
Більшість свердловин цього об'єкта з самого початку працюють з водою, що призводить до суттєвих труднощів відбору проб пластової нафти. Іншою причиною малого числа проб є глибинно-насосний спосіб експлуатації практично всіх свердловин по Кашира-подільським відкладенням. У таких свердловинах відбір проб можливий тільки через міжтрубний простір. До цього переліку слід додати ще й великі викривлення стовбура свердловин. У цих випадках пробовідбірники неможливо спустити в міжтрубний простір.
Розглянемо докладніше Ніколо-Березовську площа:
Середній карбон. Пластові проби нафти не відбиралися. Поверхневі проби нафти середнього карбону відібрані з пачок Скш1, Скш2-3, з спільно випробуваних пачок Кашира-подільського горизонту і СВЗ - 4
Пачка Скш1.Плотность нафти змінюється від 863 до 898 кг/м і в середньому дорівнює 878 кг/м 3, в'язкість при 20 ° С в середньому має значення 16,7 мПа * с (від 14, 6 до 19,7 мПа с), вміст сірки - 2,60% (від 2,4 до 2,72%). Температура початку кипіння - від 49,0 до 67,0 ° С. Зміст ванадію становить від 31,0 до 49,0 г/т, нікелю - від 3,0 до 15,0 г/т (в середньому 9,0 г/т). Вихід світлих фракцій, википають до 100 ° С, - від 0 до 5,3%; вихід світлих фракцій, википають до 150 ° С, - від 0,0 до 5,3%; вихід світлих фракцій, википають до 200 ° С - від 14,5 до 21,3%.
Пачка Скш2-3.Нефті в своєму складі містять сірки - 2,81%, асфальтенів - 1,7%, парафіну - 3,4%. В'язкість нафти при 20 ° С складає в середньому 16,6 мПа * с, при 50 ° С - 6,8 мПа * с. Температура початку кипіння нафти - 50 ° С, температура плавлення парафіну - 55 ° С. Щільність поверхневої нафти дорівнює 877 кг/м 3. Вихід світлих фракцій, википають до 100 ° С - 4,0%; вихід світлих фракцій, википають до 150 ° С - 7,3%; вихід світлих фракцій, википають до 200 ° С - 22,3%; вихід світлих фракцій, википають до 300 ° С - 41,8%.
Пачка СВЗ - 4.Плотность нафти дорівнює 875 кг/м 3, в'язкість при 20 ° С - 19,6 мПа * с. Вміст сірки - 1,56%, асфальтенів - 8,36%, парафіну - 1,79%, смол сілікагелевой - 12,07%. Температура початку кипіння - 78 ° С, температура плавлення парафіну - 54 ° С. Вихід світлих фракцій, википають до 100 ° С - 2%; вихід світлих фракцій, википають до 150 ° С - 2,0%; вихід світлих фракцій, википають до 200 ° С - 19,0%; вихід світлих фракцій, википають до 300 ° С - 40,0%.
Теригенні товща нижнього карбона.Пластовие проби нафти ТТНК поНіколо-Березовської площі відібрані з пластів С0, СI, СII, CIII, СIV0 і з спільно випробуваних пластів тульського горизонту.
