>
Багаторічна практика ведення в межах Прикаспійської западини показує, що відкриттів великих родовищ нафти можна очікувати у відкладеннях подсолевого палеозою. Тим не менш, перспективи надсолевого комплексу Прикаспію на думку більшості дослідників, вважаються також високим.
Виявлення в ньому родовища, як правило, невеликі за розмірами, що пояснюється обмеженістю солянокупольних структур за площею, але промислове значення цих родовищ оцінюється високою якістю видобутої нафти.
На структурі Кульсари в свердловинах № 1,3,5,6,7,8,9,10,11 на аналіз відібрано і вивчено 36 зразків керна довжиною від 0,06 до 0,20 м кожен. В основному, це алевроліти, глини і пісковики, рідше мергелі і аргіліти, що характеризуються порівняно низькими колекторськими властивостями.
У межах кордонів нефтеносности I альбского горизонту вивчено 12 зразків в інтервалі глибин 665-672 м (свердловина №8), 660-670 м (свердловина №10), з яких тільки 4 виявилися представницькими. Вони представлені пісками, пісковиками і алевролітами, глинистими, слабокарбонатних.
Відкрита пористість коливається від 23,2 до 29,3%, проникність від 686,6 до 2055,2 мд., карбонатность від 3,26 до 16,24%. Зміст пластової фракції становить від 6 052 до 39,65%, алевритово фракції від 3,2 до 43,18% і дрібнозернистої фракції від 14,78 до 73,04%. Нефтенасищенность становить від 37,3 до 74,4%, водонасиченому - від 21,6 до 38,0%.
У законтурне зоні II альбского нафтового горизонту вивчено 5 зразків керна в інтервалах глибин 865-877 (свердловина №10) і 870-880 м (свердловина №11), з яких два зразки виявилися представницькими (свердловина № 11).
Колектор представлений пісковиками і алевролітами глинистими, щільними зцементованими, слабокарбонатних, слюдяних, із запахом вуглеводню, ознаками нафти, водонасиченими. Карбонатність склала 4,4-4,9%, відкрита пористість - 26,7-27,9%. Зміст пелітовими фракції становить 33,73-34,88%, алеврітовой - 26,4-31,79%, піщанистої фракції - 29,58-34,27%.
Проникність змінюється від 20,7 до 771 мД., нефтенасищенность від 1,7 до 10,65%, водонасиченому 84,07-86,49%. У межах АПТ-неокомських горизонту вивчено два зразки керна, відібраних з інтервалів 930-960 м (свердловина №6). Вони виявилися не представницькими. Літологічних вони представлені глинами і пісковиками.
За даними, промислової геофізики значення пористості варіюють у межах від 27 до 33%, а газонасиченість становить 68-85%.
У межах II неокомських горизонту I пласта відібрано і вивчено 9 зразків керна, з яких тільки 3 виявилися представницькими.
Колектор литологически охарактеризований пісками і алевритами НЕ карбонатними, глинистими, з включенням ОРО, запахом вуглеводню та ознаками нафти, водонасиченими.
карбонатних змінюється від 3,8 до 5,6%, відкрита пористість від 24,8 до 31,9%, проникність 4,9-48,1 мД., нефтенасищенность від 9,8 до 11 , 5%, водонасиченому від 30 до 75,6%. Зміст пелітовими фракції в керні склало від 18,63 до 29,41%, алеврітовой від 32,04 до 66,77% і піщанистої від 12,84 до 47,63%.
II пласт II неокомських горизонту вивчений по 6 зразкам керна, з них представницькими виявилися 4 зразка (свердловина № 6,7,10).
Колектор литологически представлений алевритами і алевролітами глинистими, слабокарбонатних з незначним запахом вуглеводню, водонасиченим. Карбонатність змінюється від 0 до 12,65%, відкрита пористість від 24,6 до 30,9%, проникність від 23,3 до 151,9 мД, нефтенасищенность - від 3 до 7,1%, водонасиченому - від 22,7 до 68,5%.
Колектор III неокомських горизонту керном НЕ охарактеризований. За даними промислової геофізики пористість становить 29-32%, нефтенасищенность - 52-78%, а газонасиченість - 86%. Проникність за даними випробування свердловини № 6 становить 91,0 мД.
Справжнім проектом на структурі Кульсари передбачається розкрити нафтоносний горизонт тріасового відкладення.
Перспективні запаси нафти по категорії С 1 по передбачуваному горизонту становить на Кульсари одна тисячу вісімсот тридцять дві тис, т, витягнуті 183,3 тис.т.
1.5 Фізико-хімічні властивості нафти, газу, води і колекторів продуктивних горизонтів
Щільність нафти в поверхневих умовах коливається в межах 0.73-1.03г/см3 (при t=200с). В'язкість нафт (властивість їх рухливості), вимірювана в паскалях на секунду (1Па * с=10П), змінюється в широкому діапазоні 0.001-0.15Па * с і з підвищенням температури знижується. Для характеристики пластової нафти визначають газовий фактор (м3/т) -кількість розчиненого в пластової нафти газу, що виділяється при t0=150с, тиску ~ 100 кПа з 1т нафти. Газовий фа...
