Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

На площадях Ново-Елховского месторождения, по данным бурения, осадочная толщина представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280-1930 метров, и представлена в объеме четырех ярусов, от эйфельского и фаменского, и 14 горизонтов – от бийского до лебедянского включительно.

Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров. Верхняя часть разреза девона от саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами – известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет, в среднем, 400-500 метров. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов.

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров, общая толщина до 820 метров.

Основная часть разреза (более 80 %) сложена различными разностями карбонатных пород; и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами – песчаниками, глины, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей.

Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. Здесь происходит уменьшение турнейского яруса до 120-200 метров и заметным увеличением толщи карбонатной части девона.

Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела от ассельского до кунгурского ярусов – известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Отложения верхнего отдела – красноцветные, песчано-глинистые отложения с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской системы залегают от дневной поверхности до 460 м.     

Четвертичные отложения имеют небольшой объем 0-28 м., и представлены глинами, супесями и суглинками. Выделяются древнечетвертичные (аллювий речных террас) и современные отложения – аллювий и делювий речных террас, пойм и склонов водоразделов.

Ново-Елховское месторождение приурочено к Акташско-Ново-Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющему склон Южно-Татарского свода, от центральной части короткого он отделен узким (1,5-3км) и сравнительно глубоким (50-60м) Алтунино-Шунакским прогибом меридионального простирания и протяженностью около 100 км.

На Ново-Елховском месторождении по терригенному девону выделено три площади разработки: на севере – Акташская площадь 34 тыс.га, на своде структуры – Ново-Елховская, площадью 42 тыс.га и на юге Федотовская 12 тыс.га. Каких-либо структурно-геологических границ между площадями не отмечается и выделены они условно, в основном в связи с их различной продуктивностью и разновременностью ввода в разработку.

Дизъюктивных нарушений не зафиксировано, несмотря на большое количество пробуренных скважин. Все дислокации являются пликативными. Ловушки нефти являются структурными. Все залежи нефти терригенных отложений являются пластовыми сводовыми литологическими осложненными, а в карбонатных отложениях – от массивных до пластовых сводовых литологически осложенных. Во всех СТЭ локальные поднятия, в т.ч. и Акташско-Ново-Елховская структура по терригенному девону, заполнены нефтью, полностью до перегиба слоев на крыльях и переклиналях поднятий.

На площадях Ново-Елховского месторождения нефтегазопроявления различной интенсивности и значимости по данным бурения и керна зафиксированы в различных интервалах палеозоя – от уфимских отложений на глубинах 200-250 м. до живетских (1800-1900 м) включительно.

По распределению пористо-проницаемых интервалов и нефтегазопроявлений в разрезе палеозоя на юго-востоке Татарстана, в т.ч. и на Ново-Елховском месторождении, выделяется три регионально выдержанных водоупора, которые делят разрез палеозоя на три гидродинамически самостоятельные толщи – природные резервуары первого, второго и третьего порядков.

Нижний природный резервуар – терригенные отложения девона. Здесь выделяется более 10 песчано-алевролитовых пластов: Д₀ кыновского горизонта, пласты “а-д” пашийского горизонта (горизонт Д₁) и пласты Д₂-Д₅ живетского и эйфельского ярусов.

Размеры водонефтяной зоны (ВНЗ) различны: по верхним пластам площадь ВНЗ составляет 1-15% от площади нефтенасыщенных коллекторов, а в изолированных линзах она отсутствует. Ширина ВНЗ для пластов Д₀-б составляет от 400 до 1500 метров. Значительные по размерам ВНЗ отмечаются по пластам нижнепашийского горизонта (в, г, д), а на площадях Акташской и Федотовской пласты практически полностью подстилаются подошвенной водой.

Нефтеносность пластов Д₂-Д₅ на месторождении пока не доказана, хотя имеются все благоприятные факторы.

Второй природный резервуар – терригенные отложения нижнего карбона и карбонаты турнейского яруса и верхнего девона.

Промышленные залежи нефти открыты в бобриковских и турнейских отложениях. Залежи приурочены к отдельным поднятиям, осложняющих Ново-Елховский вал, по размерам небольшие (0,2-24 км²), амплитуда 50 м.

Нефть тяжелая (910-930 кг/м³), вязкая (до 40 мПа×с). Геологические запасы по месторождению составляют 227,5 млн.т категории С₁ и 27,1 млн.т категории С₂, по подсчету 1983 г. (протокол ГКЗ № 9499-9501 от 13.06.84 г.).

Третий природный резервуар – глинисто-карбонатные отложения верейского горизонта и карбонаты башкирского яруса. Залежи нефти, также как и во втором природном резервуаре, приурочены к небольшим локальным поднятиям, совпадающим в плане друг с другом по этажам, размеры залежей до 25 км², высота залежей до 60 м. Нефть тяжелая (915 - 940 кг/м³), высоковязкая (до 80 мПа×с). Геологические запасы по месторождению составляют 29,7 млн.т категории С₁ и 20,7 млн.т категории С₂ – протокол ГКЗ СССР №9499-9501 от 13.06.84. г. 

Физико-химические свойства пластовых флюидов

     Изучение свойств нефти и растворенного газа Ново-Елховского месторождения проводилось в ТатНИПИнефть и в ЦНИЛе объединения «Татнефть». Исследования пластовой нефти проводились на установкахСКБ-5 (1957-65 г.г.), УИПН-2 и АСМ-300.

Анализ газов выделенных при разгазировании нефти, проводился на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТИМ-51У и хромотографах. Анализ поверхностных проб нефти выполнялся по существующим ГОСТам при стандартных условиях (20 ⁰С и 760 мм.рт.ст.).

Таблица 1-Выполненный объем исследований глубинных проб нефти, ГПН

Площади	Горизонт	Количество
		скважин	анализов
Акташская	Д0	7	9
	Д1	27	37
Ново-Елховская	Д0	11	22
	Д1	65	96
Федотовская	Д1	5	8
Всего		115	172

 

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка результатов анализов, к некачественным относились результаты, где отмечалось несоответствие основных показателей, например, при высоком газосодержании - низкое давление насыщения, высокая вязкость нефти и др. Некачественные ГПН обусловлены, главным образом затрудненными условиями отбора в механизированных скважинах.

Нефть терригенных отложений девона Ново-Елховского месторождения по основным характеристикам аналогична Ромашкинской и Туймазинской:

сернистая (0,5-2 %), среднепарафинистая (1,5-6 %), содержание фракций до 350 ⁰С (30-45 %), маловязкая (до 4 мПа∙с).

В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север (от Федотовской площади к Акташской) и, как следствие этого, увеличение объемного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти. Различия в свойствах нефти между горизонтами Д₀ и Д₁ хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, т.е. несущественны.                                                                                                                                                                                                                                                                                          

Таблица 2 - Средние параметры основных свойств пластовой нефти

Параметры	Средние значения по площадям
	Акташская	Н.Елховская	Федотовская
Давление насыщения, МПа	8,26	8,24	7,84
Газосодержание, м3/т	57,3	53,5	51,9
Пересчетный коэффициент	0,8787	0,8795	0,8849
Вязкость пл. нефти, мПа×с	3,95	3,97	4,5
Плотность пов. нефти, кг/м3 Д0 Д1	862 861	862 863	862 863
Содержание серы, % вес	1,6	1,6	1,6

 

Содержание гелия в попутном газе по месторождению 0,042 % объем.

Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания, объемного коэффициента и вязкости нефти от давления при пластовой температуре.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый, преобладают углеводороды 45-74 % от объема, газонасыщение 240-460 см³/л, наибольшее газонасыщение приурочено к зонам ВНК.

Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д₀ и Д₁ свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод. О наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.

Подземные воды терригенного девона существенно отличаются от пластовых вод верхних водоносных горизонтов. Подземные воды каменноугольной системы меньше минерализованы, в них меньше содержание кальция, больше содержание сульфатов.

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка результатов анализов, к некачественным относились результаты, где отмечалось несоответствие основных показателей - низкое давление насыщения, высокая вязкость нефти и гидрокарбонатов.

Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м³/сут. при понижении уровня воды в скважинах на 370-400 метров от устья. Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д₀, в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением.

Статистические (первоначальные) уровни устанавливались на абс. отметках 15-25 метров. Первоначальное пластовое давление находилось в пределах 17,3-19,3 МПа, температура недр 36-41 ⁰С.

Подземные воды горизонтов Д₀ и Д₁ по своим физико-химическим свойствам на территории Ново-Елховского местрождения близки между собой, различие в свойствах по площадям несущественное. Это хлоркальциевые рассолы (по В.А.Сулину) с плотностью 1180-1190 кг/ м и вязкостью в пластовых условиях 1,22-1,5 мПа×с. Общая минерализация составляет 250-300 г/л. Из микрокомпонентов присутствует (мг/л) бром 605-823; йод-6,6-10; аммоний 173-200; бор-9-18; нафтеновые кислоты- следы, сероводород не обнаружен.