Бухарское месторождение

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

1.1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ  СТРОЕНИЕ

В геологическом строении Бухарского месторождения принимают участие  девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.

В тектоническом отношении месторождение  расположено на северном склоне Южно-Татарского свода. С запада оно ограничено узким и глубоким Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим сводовую часть южного купола от Акташско-Ново-Елховского вала. По поверхности кристаллического фундамента наблюдается малоамплитудное ступенчатое погружение в северном и северо-восточном направлениях. На этом фоне намечается ряд относительно узких, вытянутых в  меридиональном и субмеридиональном направлениях приподнятых блоков фундамента и сопряженных с ними грабенообразных прогибов.

Приуроченность района месторождения к прибортовым зонам Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской системы предопределяет заметное изменение структурных планов отложений верхнего девона и нижнего карбона. В разрезе девонской осадочной толщи им соответствуют слабовыраженные структурные террасы и прогибы. Более сложный структурный план имеют вышележащие отложения, которым характерны  четкие, линейно-вытянутые валообразные зоны, осложненные локальными поднятиями III порядка. Наряду с чертами унаследованного структурного плана появляются локальные седиментационные новообразования в виде высокоамплитудных рифовых построек верхнефранско-фаменского возраста и связанные с ними структуры облекания – Верхне-Налимовское и Южно-Налимовское поднятия. Амплитуды этих структур по кровле турнейского яруса достигают 65-70 м. В основном для Бухарского месторождения  характерными локальными элементами являются малоамплитудные  поднятия III порядка. По разрезу Бухарского месторождения нефтеносность различной интенсивности установлена по ряду горизонтов в верхнем девоне и нижнем карбоне. Продуктивными на месторождении являются терригенные отложения пашийского, кыновского и бобриковского горизонтов, карбонатные коллекторы семилукского, бурегского, заволжского горизонтов и турнейского яруса. Промышленные скопления нефти в пашийском горизонте приурочены к пластам, индексируемым (снизу  вверх), как Д_I-в, Д_I-б и Д_I-а, сложенными песчаниками и алевролитами. Пласты Д_I-а и Д_I-б рассматриваются как один объект – Д_I-а+б, поскольку в 20% скважин они сливаются или имеют маломощные глинистые перемычки толщиной 0.8-1.2 м. Пласт Д_I-в выделяется как самостоятельный объект с собственным  ВНК. Пласт Д_I-в представлен мелкозернистыми хорошо отсортированными песчаниками, залегает в подошвенной части пашийского горизонта на глубине 1741.6 м, четко коррелируется по материалам ГИС и отделяется от пласта Д_I-а+б перемычкой толщиной в 4.6 м. Тип коллектора – поровый. Нефтеносность пласта Д_I-в по площади имеет ограниченное распространение. К нему приурочено всего 2 залежи на самом юге и одна в средней части месторождения. В 13 скважинах по материалам ГИС установлена нефтеносность, в 10 из них проведено опробование, представленное в таблице 1.1, дебиты нефти, в которых варьируют от 0.3 до 22.1 т/сут. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта изменяются от 0.6 до 2.8 м. Пласт Д_I-в подстилается, в основном, подошвенной водой. Во многих скважинах вскрыт непосредственный ВНК, контуры нефтеносности проведены по усредненным значениям отметок ВНК по скважинам с учетом отметок нижних дыр перфорации. Пласт Д_I-а+б развит повсеместно, нефтенасыщенный коллектор вскрыт в 40% скважин от общего пробуренного фонда на девон. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0.8 до 2.4 м.

Всего выявлено 13 залежей  нефти, приуроченных к сейсмоподнятиям III-порядка. Залежи небольшие по размеру и высоте.  Семь из них вскрыты только одной скважиной. Тип залежей – пластово-сводовый. ВНК вскрыт в 38% скважин, в которых установлена нефтенасыщенность.

Общая толщина отложений  пашийского горизонта составляет в среднем 22.8 м, эффективная нефтенасыщенная  - 1.9 м, что соответственно отражается на коэффициенте песчанистости  - 0.071, а коэффициент песчанистости по нефтенасыщенной части – 0.631. Коэффициент расчлененности равен 4.067. Эти данные представлены в таблицах 1.2 и 1.3.

Выше по разрезу на глубине 1734.2 м залегают продуктивные отложения кыновского горизонта, приуроченные к пласту Д₀-в.  Коллектор представлен, в основном, алевролитами, реже песчаниками мелкозернистыми, кварцевыми.

Пласт Д₀-в развит по площади повсеместно. По нему выявлено и оконтурено 11 залежей нефти, которые, в основном, перекрывают в плане залежи по пашийским отложениям. В 25 скважинах, пробуренных на 9 залежах, нефтенасыщенный пласт Д₀-в опробован. Дебиты нефти, полученные при испытании, изменяются от 1.3 до 19.2 т/сут. Тип залежей – пластово-сводовый. В 14 скважинах вскрыт ВНК. Контуры нефтеносности проведены по результатам опробования в соответствии с гипсометрическими отметками нижних дыр перфорации, из которых получена нефть. В четырех залежах положение контуров нефтеносности принято по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка. 

Общая толщина кыновского горизонта изменяется от 13.8 до 23.6 м, составляя в среднем 19.3 м. Количество пропластков  1 - 4, коэффициент расчлененности – 1.852. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пропластков варьирует в пределах 0.6-6.2 м, средняя равна 2.2 м. Коэффициент песчанистости составил 0.712. Все вышеназванные данные представлены в таблицах 1.2 и 1.3. Толщина непроницаемого прослоя между нефтенасыщенными пропластками небольшая – 0.6-1.4 м.

Отложения бурегско-семилукского возраста, залегающие на глубине 1635 м, являются локально нефтеносными. Выявлено всего 4 залежи нефти на южной части Бухарского месторождения, приуроченные к Бухарскому и Восточно-Бухарскому поднятиям. В семилукском горизонте прослеживается 3 пласта: Дсм-3, Дсм-2, Дсм-1 (сверху вниз), к первым двум из которых приурочены залежи нефти. Нефтенасыщенные пласты по ГИС и результатам опробования выделены в 6 скважинах. Залежи пластовые сводовые с литологическим экранированием. Контур залежи в районе скважин 798а, 1026,

1023, 1021 и 1021а проведен  по абсолютной отметке нижних  дыр перфорации (минус 1443.8 м) по скв.№1021а. С востока и юга залежь ограничена линией замещения коллекторов на плотные непроницаемые карбонатные породы.

          Общая толщина бурегско-семилукских  отложений выдержана и достигает 66.4 м, в среднем составляя 61.5 м,  суммарная нефтенасыщенная изменяется от 2 до 11.2 м,  средняя равна 7.3 м. Коэффициент песчанистости равен 0.121, расчлененности – 6.333. Характеристика толщин и показатели неоднородности представлены в таблицах 1.2 и 1.3.

Таким образом, коллекторы бурегско-семилукских  отложений невыдержанны по простиранию:  разделены на пропластки или замещены полностью плотными известняками, распространенными локально и мало изучены.

В отложениях заволжского  горизонта верхнего девона выявлена всего одна залежь с этажом нефтеносности 39.2 м, приуроченная к Верхне-Налимовскому поднятию. Количество проницаемых прослоев в среднем составляет 9.25. Средняя общая толщина заволжского горизонта – 59.5 м, нефтенасыщенная – 14.9 м. Коэффициент песчанистости – 0.235. Коллектор представлен известняками разнозернистыми. Тип залежи – пластовый. Средняя глубина залегания составляет 1234.6 м.

В отложениях турнейского  яруса нижнего карбона выявлено всего шесть залежей нефти, связанных, главным образом, с нефтенасыщенными карбонатными породами кизеловского горизонта  за исключением залежи, приуроченной к Верхне-Налимовскому поднятию, являющемуся наиболее резко выраженной рифогенной структурой с амплитудой около 70 м, где нефтенасыщенными являются также  черепетский, упинский  и малевский горизонты  турнейского яруса. Геологический профиль представлен в графическом приложении 1. Представлены отложения преимущественно органогенными известняками, неоднородными, в различной степени пористыми. Тип коллектора – поровый, реже порово-трещинный. Структурная карта представлена в графическом приложении 2.

Залежь, приуроченная к  Южно-Налимовскому поднятию, после утверждения отчета по пересчету запасов нефти была разбурена (пробурено 9 скважин), и оконтурена в соответствии со структурным планом по стратоизогипсе минус 913,5 м, установленной по нижней дыре перфорации в скв.№25491, из которой получена нефть. ВНК вскрыт в шести скважинах, абсолютные отметки его изменяются от минус 908.9 до минус 923.9 м.

Залежь, приуроченная к  Новоспасскому сейсмоподнятию, имеет  северо-западное простирание, осложнена зоной размыва верхнетурнейских отложений, которая пересекает ее в северо-восточном направлении в виде русла шириной 700 м. Глубина размыва достигает 5 - 42 м (в скв.№25489). Поскольку нефтенасыщенными являются только отложения кизеловского горизонта и в зоне «вреза» они размыты, залежь делится «врезом» на 2 части. На востоке Новоспасского поднятия выявлена еще одна залежь с самостоятельным ВНК на абсолютной отметке минус 896.7 м. Залежь небольшая по размерам, северо-западного простирания с юга и с юго-запада изрезанная «русловыми врезами». Самый глубокий размыв отмечен по материалам ГИС в скв.№1003, где размыты кизеловские, черепетские и упинские отложения и затронуты малевские.

Общая толщина отложений  турнейского яруса изменяется от 3.0 м (во «врезовых» скважинах) до 108.6 м (в горизонтальных скважинах), поэтому среднее значение, равное 28.3 м не соответствует стандартной действительной общей толщине турнейских отложений (56-60 м). Толщины пластов  Верхне-Налимовского поднятия представлены в графическом приложении 3. Средняя суммарная нефтенасыщенная толщина всех прослоев составляет 12.6 м. Коэффициент песчанистости - 0.273,  расчлененности – 5.667.

 Таким образом,  карбонатные коллекторы турнейского  возраста распространены по площади месторождения почти повсеместно и приурочены, в основном, к верхнему горизонту – кизеловскому, реже ко всем трем продуктивным пачкам (сверху вниз): кизеловской, черепетской и упино-малевской, которые представляют собой единый гидродинамически связанный резервуар. Покрышкой для них служит аргиллитовая пачка малиновского надгоризонта толщиной 2-5 м.

Продуктивный терригенный комплекс нижнего карбона представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами визейского яруса. Нефтенасыщенными в пределах комплекса на месторождении являются отложения бобриковского горизонта, залегающие на глубине 1164.1 м, представленные песчаниками мелкозернистыми, слабоглинистыми, среднепористыми и алевролитами. Всего на месторождении в бобриковских отложениях выявлено 8 залежей нефти, связанных с пластами Сбр_I-3; Сбр_I-2 и реже Сбр_I-1. Поскольку нефтенасыщенным чаще всего является пласт Сбр_I-3 или Сбр_I-3+2, образуя продуктивную единую толщу, состоящую из 3-4 пропластков гидродинамически связанных между собой, они объединены в один объект разработки Сбр_I. Во “врезовых” зонах в 10 скважинах по ГИС выделяется «врезовый» пласт Сбр_0, также сложенный песчаниками и алевролитами. В 6 скважинах из них пласт Сбр₀ – нефтенасыщенный, в том числе в трех выделяется контакт нефть-вода. Перемычка между пластом Сбр₀ и отложениями турнейского возраста составляет 0.6-10.7 м, в двух скважинах терригенные коллекторы отлагались непосредственно на размытых карбонатах (скв.№№1017, 1021). Как описано выше, “врез”  пересекает 2 залежи нефти, приуроченные к Верхне-Налимовскому и Новоспасскому поднятиям, которые осложнены также зонами замещения коллектора на неколлектор. Две залежи в районе скв.№748 и №643 вскрыты одной скважиной, в скв.№643 вскрыт ВНК на абсолютной отметке минус 936.9, в соответствии с которой проведен контур нефтеносности. Подошва залежи в районе скв.№748 принята по абсолютной отметке  нижней дыры интервала перфорации (минус 917.9 м), которая совпадает с подошвой нефтенасыщенного пласта.

Залежи нефти в бобриковских отложениях относятся к типу пластово-сводовых и пластово-сводовых  литологически  экранированных.

Общая толщина “врезовых” отложений варьирует от 1.0 до 21.5 м, составляя  в среднем 9.8 м, общая нефтенасыщенная: 1.7-14.0 м,  средняя – 6.0 м,  эффективная нефтенасыщенная изменяется от 1.6 до 5.9, средняя составила 3.8 м. Коэффициент песчанистости – 0.344, расчлененности – 2.25. 

Общая толщина отложений, приуроченных к пласту СбрI, изменяется в пределах 0.8-29.8 м, средняя 6.8 м, эффективная нефтенасыщенная – 0.7-22.4 м, среднее значение ее 3.8 м. Коэффициент песчанистости – 0.699, расчлененности - 1.553 .Характеристика толщин и статистические показатели неоднородности приведены в таблицах 1.2- 1.3.

Таким образом, по поверхности  кристаллического фундамента наблюдается малоамплитудно-ступенчатое погружение в северном и северо-восточном направлениях. Структурные планы по отложениям верхнего девона и нижнего карбона не совпадают, что обусловлено приуроченностью района месторождения к внешней и внутренней прибортовым зонам Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской системы прогибов.

Поверхность турнейского яруса  нижнего карбона осложнена «врезовыми» зонами, заполненными терригенными образованиями ранневизейского возраста.

Таким образом, в зависимости от структурного положения, литологической характеристики коллекторов, их фациальной изменчивости, на месторождении отмечаются следующие типы залежей: пластово-сводовый, пластово-сводовый литологически экранированный, структурно-литологический и массивный.

Залежи небольшие по размерам. Наиболее значительной по размеру является залежь нефти в кыновских отложениях, объединяющая несколько малоамплитудных поднятий: Бухарское, Новоспасское и Южно-Бухарское, которые требуют доразведки проведением НВСП МОВ в скважинах 705, 768, 798а, 8735 и в части проектных скважин по результатам бурения последних.

Этажи нефтеносности  залежей небольшие, за исключением залежей в нижнем карбоне, приуроченных к Верхне-Налимовскому поднятию, которые имеют этаж нефтеносности порядка 50 м. Тип коллекторов, в основном, поровый.

1.2. КОЛЛЕКТОРСКИЕ  СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Отложения пашийского и кыновского горизонта франского яруса верхнего девона сложены алевролитами и песчаниками. Керном они охарактеризованы в 10 скважинах (70 образцов).

Песчаники мономинеральные  кварцевые, мелкозернистые. Зерна кварца полуокатанной формы, сортировка зерен  хорошая, упаковка средняя, участками плотная. По данным анализа песчаники мелкозернистые (50.1-80.8%) с небольшой примесью среднепсаммитовой фракции (0-10.3%), сильно алевритистые, глинистые (2.7-7.1%). Известковистость колеблется от 0.1 до 3%.

Цементом служит вторичный кварц, образующий регенерационные каемки, и карбонатно-глинистый материал, формирующий контактовый, а на отдельных участках – поровый тип цемента. Пористость песчаников колеблется в пределах 12.9-20.4%, проницаемость 118.3-644.5 ^. 10^-3 мкм².

Алевролиты кварцевые по составу с хорошей сортировкой зерен. По гранулометрическому составу: крупнозернистые (43.6-63.7%), средне- и сильнопесчанистые (11.2-44.7%), слабоглинистые (2.2-5.3%) с небольшой примесью средне- и  мелкоалевритовой фракции (1.5-8.1%). Тип цемента регенерационный, контактовый и поровый. Пористость алевролитов по керну варьирует от 15 до 21.2%, проницаемость – от 9.6 до 109.9 ^. 10^-3 мкм².

Пористость коллекторов пашийских  отложений, определенная по ГИС (47 скв.) и керну (3 скв. – 33 определения), почти совпадает: 19.7% и 20.5%, нефтенасыщенность соответственно 71.9 и 81.6%. Параметры проницаемости, определенные по ГИС, керну  и результатам  гидродинамических исследований, различаются, данные представлены в таблице 1.4. Для проектирования взято среднее значение по результатам ГИС, как наиболее представительное (46 скв. – 151 определение), которое равно 0.13 мкм². Кондиционные значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости для терригенных коллекторов пашийского и кыновского возрастов идентичны и составляют соответственно: 0.115, 0.55 и 0.013 мкм². Коллекторы относятся к высокоемким высокопроницаемым. Тип коллектора – поровый. Покрышкой для залежей пашийских отложений служат аргиллиты кыновского возраста мощностью от 2 до 6 м.

Коллекторские свойства кыновских отложений охарактеризованы керновыми данными, результатами ГИС и гидродинамических исследований. По первым они выше, а по более представительным материалам, по геофизическим исследованиям, коллекторы характеризуются следующими величинами: пористости: - 19.6%, нефтенасыщенности – 74.3%, проницаемости – 0.126 мкм², представленным в таблице 1.4.  Они относятся по своим емкостно-фильтрационным свойствам к высокоемким, высокопроницаемым.

Общая толщина отложений кыновского возраста составляет в среднем 19.3 м, средняя нефтенасыщенная – 2.2 м, эффективная – 3.0 м. Коллекторы характеризуются  высокой неоднородностью – расчлененность 1.852, высоким значением песчанистости – 0.712 . Характеристика толщин и показатели неоднородности приведены в таблицах 1.2 и 1.3. Покрышкой для кыновских залежей служат глины одноименного возраста толщиной до 10 м.

Карбонатные породы бурегско-семилукского возраста изучены слабо. На Бухарском  месторождении керн из этих отложений не отбирался.

По результатам анализов керна  по скважинам Зеленогорской и  Павловской площадей в бурегско-семилукских отложениях развиты коллекторы порово-трещинного и каверново-порово-трещинного типов.

По описанию кернового материала отложения семилукского горизонта представлены, в основном, известняками плотными, перекристаллизованными, трещиноватыми с включениями кальцита. Для отложений бурегского горизонта  характерно наличие разнозернистых перекристаллизованных известняков с прослойками глинистых и плотных разностей.

В разрезе семилукских отложений  выделяется 3 пласта, индексируемые как Дсм-3, Дсм-2, Дсм-1. На месторождении, в основном, развит первый из них. Он сложен известняками темно-серыми, брекчиевидными, битуминозными, разнозернистыми, перекристаллизованными с прослоями мергелей и характеризуется более высокими коллекторскими свойствами.    От отложений

бурегского возраста пласт Дсм-3 отделен глинисто-карбонатной пачкой мощностью от 3 до 6 м, который является надежным флюидоупором для пластов семилукского горизонта.

В бурегских отложениях выделяется 4 пласта: Дбр-4, Дбр-3, Дбр-2, Дбр-1, последний  их которых нефтеносен.

Коллекторские свойства пород бурегско-семилукского  возраста определены только по ГИС, а проницаемость только по гидродинамическим исследованиям  по 2 скважинам, которые представлены в таблице 1.4.

Общая толщина бурегско-семилукских  отложений составляет 61.5 м, нефтенасыщенная  – 7.3 м, эффективная – 7.3 м. Водонасыщенные пласты отсутствуют.

Продуктивные отложения заволжского возраста вскрыты только в 2 скважинах, представлены чередованием проницаемых и плотных разностей карбонатных пород. Керном не охарактеризованы, по ГИС средняя пористость составила 9.7%, нефтенасыщенность – 68%, проницаемость 0.0265 мкм². Коллекторы низкоемкие, низкопроницаемые.

Общая толщина заволжских отложений  составила в среднем 59.5 м, нефтенасыщенная  – 14.9 м. Среднее количество продуктивных прослоев – 9.25. Песчанистость  низкая – 0.235. Тип коллектора – трещинно-поровый. Раздел между нефтенасыщенными пластами малевского и заволжского горизонтов варьирует от 4 до 8 м и представлен плотными карбонатными породами. Значения приведены в таблицах 1.2 – 1.4.

В разрезе турнейского яруса  продуктивными являются, в основном, кизеловские отложения, за исключением Верхне-Налимовского участка, где нефтеносны все горизонты: кизеловский, черепетский, упинский и малевский, которые представляют собой единый нефтяной резервуар. Сложены они известняками. Карта общих нефтенасыщенных толщин в приложении 3.

Коллекторские свойства определены  как по керну (проницаемость 0.0142 мкм², пористость – 9.1%, нефтенасыщенность – 62.5%), так и по результатам геофизических исследований (проницаемость 0.0269 мкм², пористость – 10.5%,

 нефтенасыщенность – 76.9%). Среднее  значение проницаемости, определенное по результатам гидродинамических исследований, низкое – 0.001982 мкм². Результаты всех трех видов исследований характеризуют коллекторы как низкоемкие и низкопроницаемые.

Коллекторы верхнетурнейского  подъяруса относятся к поровому типу. Нижние границы значений пористости и проницаемости, принятые для разделения коллектор-неколлектор, равны; Кпор.=8.5%, Кпрон.=0.001 мкм².

Общая толщина продуктивных турнейских отложений в среднем составляет 28.3 м, средняя суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина прослоев – 12.6 м. Количество прослоев в среднем – 5.667, песчанистость – 0.273, что указывает на невыдержанность по разрезу и высокую неоднородность.

Покрышкой для залежей нефти  служат глинистые породы елховско-радаевского  возраста мощностью от 1.0 до 4.0 м.

Терригенные отложения бобриковского  горизонта характеризуются резкой фациальной изменчивостью разреза, различным числом и сочетанием песчано-алевролитовых  пластов, значительным изменением толщин, как всей толщи, так и отдельных пачек.

Песчаники сложены зернами кварца, угловато-окатанной формы, сортировка средняя, неравномерными пятнами – плотная. По данным гранулометрического анализа песчаники мелкозернистые (37.3-76.1%), с небольшим содержанием среднезернистой псаммитовой фракции (0-5.2%), алевритистые. Цемент регенерационный и контактовый.

Алевролиты сложены зернами  кварца угловатой и угловато-окатанной  формы, размером 0.03-0.21 мм. Сортировка средняя, участками плохая. Упаковка средняя. По данным гранулометрического состава содержание среднезернистой псаммитовой фракции изменяется в пределах 0.1-0.6%, мелкозернистой псаммитовой – 5.0-58.5%, крупнозернистой алевритовой – 25.6-79.5%, среднемелкозернистой алевритовой – 4.6-17.3%, пелитовой – 6.4-28.2%. Тип цемента идентичный цементу в песчаниках.

Тип коллектора поровый. Коллекторские  свойства пород, слагающих «врезовый» пласт Сбр0 и пласт СбрI различаются. Так, пористость в продуктивной части пласта СбрI по ГИС равна 21.5%, Сбр0 – 22.3%, нефтенасыщенность соответственно – 73.8% и 77.8%, проницаемость – 0.267 мкм² и 0.368 мкм². Это указывает на более высокие емкостно-фильтрационные свойства пород пласта Сбр0. По горизонту в целом характеристика коллекторских свойств по керну, ГИС и гидродинамическим исследованиям представлена в таблице 1.4. Терригенные коллекторы бобриковского возраста можно отнести к высокоемким и высокопроницаемым.

Кондиционные значения пористости и проницаемости, обоснованные и  принятые при подсчете запасов нефти, составили 13% и 0.007 мкм². Следует отметить, что по всем параметрам наблюдается довольно значительный диапазон изменений, как по керновым материалам, так и по ГИС, что указывает на значительную литолого-петрографическую неоднородность рассматриваемых отложений.

Таким образом, терригенные коллекторы отложений верхнего девона и бобриковского горизонта нижнего карбона относятся к высокоемким, высокопроницаемым, карбонатные коллекторы – к низкоемким и низкопроницаемым. Тип коллекторов по всему продуктивному разрезу, в основном, поровый, реже порово-трещинный.

Продуктивные пласты характеризуются  невыдержанностью по разрезу и высокой неоднородностью.

Материалом для литолого-петрографических исследований и петрофизических связей послужил керн, отобранный всего из 8 скважин, что крайне мало. Следует отметить отсутствие исследований по керну по отложениям бурегско-семилукского возраста, которые и так являются малоизученными всеми видами геолого-геофизических исследований и недоразведанными. Поэтому во вновь бурящихся скважинах для уточнения емкостно-фильтрационных характеристик рекомендуется отбор кернового материала  продуктивных интервалов пластов по всему разрезу скважин.

Коэффициент вытеснения нефти водой рассчитывают по формулам 1.1 – 1.3. Для пород пашийского и кыновского горизонтов:

Квыт = 1 – 0,6868 · Кпр^-0,1118               (1.1)

Турнейский ярус:

   Квыт = 1 - 1,058  · Кпр ^-0,1658               (1.2)

Бобриковский горизонт:

                           Квыт = 1 -  1,521 · Кпр^-0,1664               (1.3)

где    Квыт –  коэффициент вытеснения нефти водой, д. ед;

Кпр – проницаемость  по воздуху, 10^-3мкм².

2.3. СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ,  ГАЗА И ВОДЫ.

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и  поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3  и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5.

Всего по Бухарскому месторождению  проанализировано: пластовых - 39 проб, поверхностных - 37 проб. Ввиду отсутствия данных по турнейскому ярусу и бурегскому  горизонту были использованы усредненные параметры по Кадыровскому и Ромашкинскому месторождениям соответственно.

Нефти пашийского горизонта.

Исследование свойств  нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 4 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 6 проб, следующие: давление насыщения –7,56 МПа, газосодержание  - 57,6 м³/т, объемный коэффициент -  1,1411, динамическая вязкость нефти составляет 6,6

мПа^.с. Плотность пластовой нефти – 815,4 кг/м³, сепарированной – 869,4 кг/м³.

По данным анализов поверхностных  проб нефть пашийского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 1,85 % масс. является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 16,8 ^.10^-6 м²/с, данные представлены в таблице 1.5.

Нефти кыновского горизонта.

Исследование свойств  нефти кыновского горизонта в  пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 6 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 14 проб, следующие: давление насыщения – 7,25 МПа, газосодержание  - 59,28 м³/т, объемный коэффициент -  1,1501,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 5,45 мПа ^.с. Плотность пластовой нефти – 823,1 кг/м³, сепарированной – 872,25 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы –1,78 % масс. является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 18,6 ^. 10^-6 м²/с, данные представлены в таблице 1.5.

Нефти бурегского горизонта.

Исследование свойств  нефти бурегского горизонта в  пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 1 скважины. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 2 проб, следующие: давление насыщения – 7,0 МПа, газосодержание  - 50,7  м³/т, объемный коэффициент -  1,124,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 7,39 мПа^.с. Плотность пластовой нефти – 826,3 кг/м³, сепарированной – 899,3 кг/м³. По содержанию серы – 4,4  % масс. нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 46,4 ^.10^-6 м²/с, данные представлены в таблице 1.5.

Нефти турнейского  яруса.

Исследование свойств  нефти турнейского яруса в  пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 3 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 8 проб, следующие:

давление насыщения  – 4,99 МПа, газосодержание  - 18,6  м³/т, объемный коэффициент -  1,058,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 13,3 мПа^.с. Плотность пластовой нефти – 853,9 кг/м³, сепарированной – 877 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть турнейского яруса относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 4,7 % масс.  нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 53,4 ^.10^-6 м²/с , данные представлены в таблице 1.5.