або добре продуктивних) коефіцієнт пористості, m=0,2; коефіцієнт нефтенасищенності, Кн=0,87, коефіцієнт проникності, К=(200 і більше) * 10 - 13мкм2.
Дані за середньозваженими параметрах колекторів по Акташській площі представлені в таблиці 4
Коефіцієнт нафтовіддачі був затверджений ДКЗ СРСР 0,543 в цілому по родовищу, зокрема для Акташській площі Кн=0,5 для НЗ, Кн=0,45 для ВHЗ.
Таблиця 4
Середньозважені параметри колекторів по Акташській площі Ново-Єлховський родовища
ПластиКласс коллектораНефтенасищ. товщина, мПорістостьНефтенасищенность,% К, 10-3 мкм.Д0 1 22,6 3,316,0 20,082 87140 500А 1 21,6 1,816,0 20,082 87140 500б1 1 21,8 2,316,0 20,082 87140 500б2 ± 3 1 22,4 3,816 , 0 20,082 87140 500в 1 21,9 2,816,0 20,082 87140 500г 1 23,0 4,116,0 20,082 87140 500Д 1 2- - 16,0 20,082 87140 500
Товщини пластів. На родовищі відзначено закономірне скорочення товщини відкладень горизонтів з півдня на північ (таблиця. 5). Найбільш значно скорочується товщина верхнепашійского горизонту - в 2,2 рази; товщина киновского горизонту змінюється майже в 2,2 рази і менш за все змінюється товщина відкладень ніжнепашійского подгорізонта.
Таблиця 5
Зміна товщини відкладень по площах родовища
ОтложеніяТолщіна в метрах по площадям.ФедотовскаяНово-ЕлховскаяАкташскаяКыновский горізонт29 22 16 Верхнепашійскій подгорізонт20 14,5 9 Ніжнепашійскій подгорізонт262216
Показники неоднорідності пластов.Одной з головних особливостей геологічної будови об'єкта є його розчленованість (табліца.6), яка на родовищі досить висока: у розрізі виділяються до 9-10 пластів, а для нефтенасищенной частини розрізу 6 9 пластів. У середньому, ступеня розчленованості розрізу практично однакова з розчленованістю цих же відкладень на Ромашкінська родовищі і два рази вище, ніж на Бавлинский, на якому розчленованість горизонту Д - 1 дорівнює 2,0.
У розрізі виділено два основних репера: покрівля киновскіх глин або підошва репера «Аяксом» та репер «Аргіліт», що залягає в покрівлі ніжнепашійского горизонту і два допоміжних покрівля пашійского горизонту (репер «верхній вапняк» на родовищі часто заміщається глинистими алевролітами) і репер «глини», що залягає в підошві пашійского горизонту. Детальна кореляція розрізів свердловин з використанням номограм (варіенте сводностатіческіх розрізів), побудований за двома основними реперам, показала, що в розрізі чітко виділяється 7 зональних інтервалів, до яких і приурочені пласти об'єкта. Індексація їх прийнята такою ж, як і на всьому південному сході Татарії: зверху вниз - (теригенний горизонт), а, б-ь б2 + з (верхнепашійскій подгорізонт), в, г, д (ніжнепашійскій подгорізонт).
Таблиця 6
розчленовані розрізу продуктивних відкладень горизонтів До і Д1 Ново-Єлховський родовища Акташській площі
Кількість пластів у розрізі Розподіл вкв. по кол-ву пластів у розрізі по всьому розрізу,% Розподіл вкв. по кол-ву пластів у розрізі по нефтенасищ. частини до ВНК,% 15,538,4219,329,2326,820,6423,68,2514,73,066,60,672,6-80,7-90,2-10 - Кількість скв.660660Коеф. расчлен.3,582,1Варіація, кр% 41,153,8Наіболее вірогідною кол-во пластов2-51-3
Крім розчленованості, основною особливістю геологічної будови, яка визначає систему розподілу нагнітальних свердловин, є уривчастість у поширенні колекторів по пластах. Майданні розвиток по всьому родовищу мають колектора тільки пласта «г».
. 4 Фізико-хімічні властивості пластових флюїдів
. 4.1 Фізико-хімічні властивості нафти і газу
Вивчення властивостей нафти і розчиненого газу Ново-Єлховський родовища проводилося в ТатНІПІнефть і в ЦНДЛ об'єднання «Татнефть». Аналіз газів, виділених при раз газуванні нафти, проводився на апаратах ВТІ - 2, ЦИАТИМ - 51У і хромотограф. Аналіз поверхневих проб нафти виконувався за існуючими ГОСТам при стандартних умовах (20 ° с і 760мм рт.ст.)
Нафта теригенних відкладів девону Ново-Єлховський родовища за основними характеристиками аналогічна Ромашкінська і Туймазинское: сірчиста (0,5-2%), середньо парафінистих (1,5-6%), вміст фракцій до 350 ° С (30-45%), малов'язкі (до 4МПа * с). У зміні середніх значень основних параметрів нафти відзначається закономірність збільшення газосодержания з півдня на північ (від Федотовських площі до Акташській), і як наслідок цього, збільшення, об'ємного коефіцієнта, зменшення щільності й в'язкості нафти. (Табліца7) Різниця у властивостях нафти між горизонтами Д0 і Д - 1 хоча і є, але обумовлені варіацією вибіркових середніх, тобто несуттєвих.
Таблиця 7
