ня і кореляцій здійснювалася з використанням геолого-статистичного розрізу.
Пласт а є другим за величиною запасів. Пісковики, в основному, поширені в східній частині площі, на них припадає 44% запасів пласта а raquo ;. На заході і центральному участь пісковики залягають у вигляді ізольованих зон серед алевролітів і глин.
Пласти пачки б мають дуже складну будову. Якщо умовно розділити інтервал на 3 пласта, то коефіцієнт литологической пов'язаності між ними збільшується зверху вниз від 0,58 до 0,88.
Тому, розглянутий зональний інтервал переважніше розділити на пласти «Бi» і «б2 + 3». Виділювані шари характеризуються високим ступенем гідродинамічної зв'язку (на центральній ділянці КСВ=0,68), чітко простежується успадкованість в поширенні пісковиків за площею.
Коефіцієнт литологической пов'язаності пісковиків пласта в з вище інижележащим колекторами, відповідно, становить 0,32 і 0,37. Пісковики найбільш розвинені на центральному та західному ділянках. Пісковики та алевроліти утворюють смуги меридіонального простягання.
На східній частині площі переважають алевроліти і зони неколлекторов, серед яких знаходяться невеликі лінзи пісковиків.
Пісковики зонального інтервалу гд розвинені, практично, на всій площі. Відповідно до прийнятої індексації, зональний інтервал «гд» розчленували на три частини «Гi», «г2 + 3» і «д». Коефіцієнт литологической пов'язаності між пластами зверху вниз зростає від 0,49 до 0,59, тобто в половині свердловин між ними відсутній непроникний розділ.
У силу структурних особливостей площі пласт гд в східній і західній частинах майже повністю відніс. Запаси нафти, в основному, припадають на центральний ділянку.
2.3 Фізико-хімічні властивості пластової нафти і газу
Вивчення фізико-хімічних властивостей пластових і дегазованих нафт, попутних газів Північно-альметьєвському площі по Киновское і Пашійскій горизонтів дріт?? всь протягом I967-I982 р.р. Всі глибинні проби були відібрані з свердловин при пластовому тиску, тобто вище тиску насичення.
Нафти в пластових умовах досліджувалися на ртутної апаратурі із застосуванням (в якості робочої рідини) водного розчину хлористого натрію на установках УІПН - 2, АСМ - 300. Властивості поверхневих нафт досліджені за існуючими ГОСТам.
Газ, виділений з нафти, при її розгазування аналізувався на хроматографах типу УХ - 2, ЛХМ - 8МД. В даний час дослідження пластових нафт проведено по 62 свердловинах або по 73 пробам.
Аналізи виконані силами лабораторії пластових нафт TaтНІПІ нафту, НГВУ Альметьевнефть і ЦНІПР об'єднання Татнефть. Bce проби нафти, як пластові, так і поверхневі є представницькими.
У табл.5 наведені середні значення властивостей пластової нафти і їх діапазон зміни: тиску насичення, газовий фактор I і П ступенів сепарації, пластовий газовий фактор, об'ємний коефіцієнт, щільність, в'язкість.
Газовий фактор I і П ступенів сепарації визначений при середньорічній температурі на промислах Татарстану рівний +90 С.
Тиск насичення нафти газом змінюється від 6,8МПа до 9,8МПа, пластовий газовий фактор коливається від 37,2 м3/т до 72,6 м3/т, об'ємний коефіцієнт від 1,077-1,196, в'язкість від 2,34мПа · с до 3,55мПа · с.
У табл.6 наведені середні значення складу газу, разгазірованной і пластової нафти. Азоту в газі міститься 8,34% об'ємних, метану 33,14% об'ємних, пропан-бутанова фракцій - 39,78% об'ємних.
Дані за фракційним складом разгазірованной нафти зведені в табл.7, з якої видно, що вміст сірки, згідно ГОСТу 912-66, склало - 1,68% вагу, парафіну - 5,11% вагу, асфальтенов - 4,22% вагу, смол селікагелевих 15,49% вагу. Отже, нафти Північно-альметьєвському площі (горизонт Киновское + Пашійскій) сірчисті, парафінові.
Таблиця 6
Середня значення властивостей пластової нафти і їх діапазон зміни
Найменування показателяДіапазон, ізмененіеСреднее значеніеДавленіе насичення газом, (МПа) 7,6-9,88,8Газосодержаніе, Rн (м3/т), 37,2-72,663,6Газовий фактор за умови сепарації, (м3/т), притому=90 при P1=0,5 МПа при P2=0,1 МПа 21,4-48,1 6,9-11,6 39,9 9,6Об'емний коеф, Вн1,077-1,1961 , 1607Плотность,? н г/см30,783-0,8700,808Вязкость? н, мПа · с2,34-3,553,05Температура насичення парафіном, С08,3-13,411,3
Таблиця 7
Середні значення складу газу в разгазірованной і пластової нафти
Вуглекислий газ0,420,720,07Азот8,348,670,51Метан33,1444,561,52Этан23,7924,971,84Пропан20,5215,412,6Изобутан2,571,490,66Н-бутан6,692,911,69Изопентан1,78...
