слабо слюдистые, с тонкими прослоями алевролита, с различным составом цемента. В скв. 229 отмечено малочисленное содержание растительного углефицированного материала. В скв. 70, 75, 209, 210, 212, 214, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.
Аргиллиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, массивные, местами плитчатые, слюдистые, с редкими прослоями алевролита от светло – до темно-серого, крепкого и песчаника светло-серого.
Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:
Пористость, %
|
Проницаемость, мД
|
Карбонатность, %
|
от
|
до
|
среднее/n
|
от
|
до
|
среднее/n
|
от
|
до
|
среднее/n
|
Все породы
|
1.9
|
24.9
|
17.2/83
|
0.01
|
99.2
|
1.59/67
|
0
|
45
|
7.9/80
|
Породы-коллекторы
|
18.2
|
24.9
|
21.8/54
|
1.6
|
99.2
|
11.85/42
|
0
|
1.9
|
0.7/51
|
Где n – количество образцов.
Пласт АчБВ18 охарактеризован керном в 12 разведочных скважинах (скв. 52, 70, 72, 75, 77, 86, 205, 209, 212, 213, 214, 219). По данным исследования керна пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, местами до крепкого, слабо слюдистые, с различным составом цемента с редкими прослоями алевролита. В скв. 75 отмечены остатки обуглившейся растительности. В скв. 72, 75, 77, 209, 212, 213, 214, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.
Аргиллиты серые, темно-серые, средней крепости, плотные, массивные, плитчатые, слюдистые, с нитевидными прослоями песчаника и алевролита.Алевролиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, слюдистые, с прослоями светло-серого и темно-серого аргиллита. В скв. 77 встречаются углефицированные прослои.Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:
Пористость, %
|
Проницаемость, мД
|
Карбонатность, %
|
от
|
до
|
среднее/n
|
от
|
до
|
среднее/n
|
от
|
до
|
среднее/n
|
Все породы
|
2.2
|
25
|
18.1/247
|
0.01
|
91.6
|
1.52/208
|
0.1
|
38.3
|
4.7/237
|
Породы-коллекторы
|
17.7
|
25.0
|
21.0/169
|
1.0
|
91.6
|
5.2/139
|
0
|
12.8
|
1.5/162
|
Пласт АчБВ19 охарактеризован керном в 7 разведочных скважинах (скв. 65, 70, 77, 205, 209, 212, 219). По данным исследования керна продуктивный пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, слабо слюдистые, с тонкими прослоями аргиллита и алевролита. В скв. 70 отмечены прослои растительного углефицированного детрита. В скв. 70, 77, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.Аргиллиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, массивные, местами плитчатые, с нитевидными прослоями песчаника, с включением остатков углефицированного материала.Алевролиты серые, темно-серые, крепкие, плотные.Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:
Пористость, %
|
Проницаемость, мД
|
Карбонатность, %
|
от
|
до
|
среднее/n
|
от
|
до
|
среднее/n
|
от
|
до
|
среднее/n
|
Все породы
|
3.4
|
23.8
|
17.5/159
|
0.001
|
27.6
|
2.8/125
|
0.2
|
36.8
|
4.2/150
|
Породы-коллекторы
|
16.8
|
23.8
|
19.6/123
|
1.0
|
27.6
|
4.6/104
|
0.2
|
6.1
|
1.03/117
|
Где n – количество образцов.Продуктивный пласт БВ11 представлен, в основном, песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов.По данным исследования керна пористость пласта БВ11 изменяется в пределах от 0,5 до 29,9%, составляя в среднем 22,9%, проницаемость меняется от 0,001 до 1522 мД, в среднем 100,8 мД.Продуктивный пласт БВ10представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. По данным исследования керна, пористость пласта БВ10 меняется от 2,7 до 36%, составляя в среднем 23,7%, проницаемость меняется от 0,001 до 2103 мД, в среднем 71,1 мД.Пласт ПК20 представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов.Пористость по керну изменяется от 3,2 до 30,1%, проницаемость от 0,001 до 986 мД. Средняя пористость 20,4%, средняя проницаемость –7,1 мД.Пласт ПК19 представлен переслаиванием песчаников, песков, аргиллитов и алевролитов.Пористость изменяется от 2,8 до 30,1%, проницаемость изменяется от 0,04 до 6 мД, средняя 0,44 мД.2.5 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и водыФизико-химические свойства нефтей, свободного и растворенного газа и конденсата по залежам месторождения изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб нефти и газа.Всего по месторождению выполнено 320 качественных анализов, в том числе 144 анализа по 17 поисково-разведочным и 176 анализов по 41 эксплуатационной скважине.
Свойства нефтей
Из продуктивных пластов ПК11, ПК13, ПК18, ПК19, ПК201, ПК21 отобраны и исследованы 17 поверхностных и 3 глубинные пробы нефти.По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти изменяется в пределах 0,909–0,939 г./см3. Кинематическая вязкость при 20ºС составляет 0,9–3,2 см2/c, при 50ºС – 0,2–0,5 см2/c. Содержание серы составляет 0,35–0,72%, парафинов – 1,12–2,57%, температура плавления парафина 50–57º; асфальтенов – 0,35–1,95%, смол селикагелевых – 4,65–11,11%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 10,5–25,0%.В целом нефть по залежам пластов ПК является тяжелой, смолистой, сернистой с незначительным выходом светлых фракций.Пласты группы БВЗалежи продуктивных пластов группы БВ по характеру насыщения объединены в нефтяные и нефтегазоконденсатные.К нефтяным относятся залежи продуктивных пластов БВ102 и БВ13. Залежь пласта БВ102 охарактеризована 6 поверхностными и 4 глубинными пробами нефтей.По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти изменяется в пределах 0,842–0,857 г./см3. Кинематическая вязкость составляет при 20ºС 6,82–9,19 см2/c, при 50ºС – 3,45–4,25 см2/c. Содержание серы изменяется в пределах 0,18–0,30%, парафинов 3,63–5,20%, смол селикагелевых 4,08–6,76%, асфальтенов 0,15–0,58%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 45–50%, молекулярный вес достигает 198–204.По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность в среднем 0,628 г./см3, сепарированная – 0,833 г./см3. Газосодержание составляет 276,63 м3/т, объемный коэффициент 1,73. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,38 мПа·с, усадка 42,2%.По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,683 г./см3, сепарированной – 0,811 г./см3. Газосодержание равно 230,29 м3/т, объемный коэффициент 1,45. Давление насыщения в среднем составляет 19,4 МПа.Нефтегазоконденсатные залежи в пластах БВ9, БВ101, БВ112охарактеризованы 18 поверхностными и 10 глубинными пробами пластовых нефтей.По результатам исследования поверхностных проб нефть имеет плотность в среднем равную 0,888 г./см
3. Кинематическая вязкость при 20ºС составляет 48,77 см2/c, при 50ºС – 13,59 см2/c. Содержание серы равно 0,31%, парафинов –2,38%, смол селикагелевых – 7,23%, асфальтенов – 0,67%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 54%, молекулярный вес достигает 256.По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность 0,706 г./см3, сепарированная – 0,846 г./см3. Газосодержание составляет 185,75 м3/т, объемный коэффициент 1,44, усадка – 29,91%. Динамическая вязкость пластовой нефти 0,94 мПа·с. По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,730 г./см3, сепарированной 0,833 г./см3. Газосодержание равно 153,79 м3/т, объемный коэффициент – 1,32. Давление насыщения составляет 18,1 МПа.В целом нефти пластов группы БВ являются малосернистыми, парафинистыми, смолистыми.Пласты группы АчБВВ группе ачимовских пластов АчБВ14 – АчБВ19 все залежи, кроме газоконденсатных залежей в пласте АчБВ151, являются нефтяными и характеризуются сходством физико-химических свойств нефтей. Всего для залежей нефти приняты для расчетов средних параметров 16 поверхностных и 24 глубинных проб нефти.По результатам исследования поверхностных проб нефть имеет в среднем плотность 0,828 г./см3. Содержание серы – 0,24%, парафина 3,91%, смол селикагелевых 4,06%, асфальтенов – 0,32%. Выход светлых фракций до 300ºС – 60%.По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования средняя плотность пластовой нефти – 0,583 г./см3, сепарированной – 0,820 г./см3. Газосодержание – 375 м3/т, объемный коэффициент 1,988, усадка 48,38%, динамическая вязкость пластовой нефти – 0,46 мПа·с.Таким образом, нефть продуктивных пластов ачимовской толщи является малосернистой, парафинистой, смолистой и относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов.Горизонт ЮВ1Залежи нефти горизонта ЮВ1 охарактеризованы исследованиями по 56 поверхностным пробам в 49 скважинах и глубинными пробами: 51 при однократном разгазировании (в 31 скважине) и 19 при ступенчатой (13 скважин) сепарации.