Нефтяная насыщенность пласта

По керну нефтяная насыщенность пласта неравномерная, пятнами различной интенсивности коричневой окраски, что обусловлено сложным текстурным и структурным строением карбонатного коллектора. Начальная нефтяная насыщенность определена по комплексу геофизических исследований скважин и в среднем по пласту составляет 78%, изменяясь от 69,5% до 88%.

Остаточная нефтяная насыщенность определена методом «сушки» по промытым фильтратом бурового раствора кернам и составляет 0,31 д. е. (479 определений).

Остаточная нефтяная насыщенность изменяется по площади месторождения в весьма широком интервале, от 12 до 48%, что также является подтверждением сложности геологического строения продуктивного пласта. Анализом выявлена зависимость между остаточной нефтяная насыщенностью и проницаемостью, представлена в таблице 2.3.

Остаточная нефтяная насыщенность начинает интенсивно увеличиваться при проницаемости менее 0,04 мкм².

Таблица 2.3 — Зависимость остаточной нефтяной насыщенности от проницаемости:

Физико-химические характеристики пластовых жидкостей

Физико-химические параметры нефти в пластовых условиях характеризуются следующими величинами:

Плотность — 855 кг/м³;

Содержание серы — 2%;

Содержание парафина — 3,3−4,7%;

Содержание смол — 11,8%;

Газовый фактор — 19 м³/т;

Вязкость — 9−12 м/Па;

Давление насыщения — 5,0 Мпа;

Температура — 18−300С;

Пластовое давление — 14,2 Мпа.

По составу нефть относится к тяжелым, сернистым, парафинистым, смолистым, повышенной вязкости.

Пластовые воды высокоминерализованные плотностью 1160−1118 кг/м³, хлоркальциевые. Формула их по Пальмеру: S1 S2 A2. Химический состав пластовых вод приведен в таблице 2.4.

Таблица 2.4 — Физико-химические показатели пластовой воды: