Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса (D3fm). Продуктивные отложения представлены известняками. Режим работы залежей можно рассматривать как режим истощения. Средняя толщина пласта 18 м. Средняя пористость – 3%. Средняя проницаемость – 0,25 мкм2. В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено двадцать три залежи, которые относятся к структурно-литологическим. Начальное пластовое давление 13,76 МПа.
Промышленная нефть имеется в верхней части известняков турнейского яруса (C1t), а именно в кизеловском продуктивном горизонте (C1ksl). Пласты кизеловского горизонтапредставлены пористыми известняками, толщиной около 6 метров. В продуктивной пачке установлено шестнадцать залежей нефти. Основная залежь имеет размер 30×8 км при высоте пласта 45 м. Нефтенасыщенная толщина – 9 метров, ВНК – 971–982 м. Рядом расположена вторая залежь 8×3,5 км высотой 15,5 м. Средняя проницаемость – 0,217 мкм2.Начальное пластовое давление 11,2 МПа. Первоначальный режим залежи упруго-водонапорный, на сегодняшний момент пласт разрабатывается с поддержанием пластового давления.
Объекты разработки продуктивных пластов Туймазинского месторождения характеризуются неоднородностью. Неоднородность проявляется в непостоянстве их толщины, в расчленении их на слои и прослои и слиянии друг с другом, литолого-фациальным замещением и выклиниванием их в пределах иногда небольших по площади участков. Структурные и текстурные особенности пород также являются непостоянными. Они проявляются в изменчивости коллекторских свойств пород – пористости и проницаемости.
Для количественной оценки неоднородности пластов применяются следующие параметры и коэффициенты: средняя толщина пород-коллекторов hср, коэффициент расчлененности kр, коэффициент выдержанности пород-коллекторов по площади kвп, коэффициент песчанистости kп, коэффициент связанности kсв, коэффициент однородности kо и коэффициент отсортированности Sо. Данные по коэффициентам неоднородности пластов девонских отложений Туймазинского месторождения представлены в таблице 1.
Таблица 1. Характеристика продуктивных пластов по осредненным значениям
| Показатели | Объекты | |||||||||||
| DΙV | DΙΙΙ | DΙΙ | DΙ | D3fm | C1t | C1bb | ||||||
| Глубина залегания, м | 1680 | 1640 | 1630 | 1600 | 1350 | 1120 | 1100 | |||||
| Тип залежи | свод | свод | свод | свод | риф | свод | структ. литол | |||||
| Тип коллектора | песч | песч | песч | песч. | карбон | карбон | песч. | |||||
| Средняя толщина песчаников, м | - | - | 16,1 | 10,4 | - | - | - | |||||
| Нефтенасыщенная толщина пласта, м | 2,7 | 2,0 | 9,9 | 5,8 | - | 3,5 | 2,5 | |||||
| Пористость, % | 19 | 19 | 22 | 22 | 3 | 10 | 22,5 | |||||
| Проницаемость, мкм2 | - | - | 0,411 | 0,522 | - | 0,024 | 0,676 | |||||
| Нефтенасыщенность, доли ед. | 0,80 | 0,83 | 0,88 | 0,89 | 0,63 | 0,72 | 0,835 | |||||
| Коэффициент песчанистости | - | - | 0,94 | 0,82 | - | - | - | |||||
| Коэффициент расчлененности | - | - | 1,5 | 1,9 | - | - | 1,5 | |||||
| Коэффициент выдержанности | - | - | 0,98 | 0,99 | - | - | - | |||||
| Коэффициент связанности | - | - | 0,46 | 0,2 | - | - | - | |||||
| Коэффициент однородности | - | - | 4,2 | 12,4 | - | - | - | |||||
| Коэффициент отсортированности | - | - | 2,4 | 4,2 | - | - | - | |||||
| Начальное пластовое давление, МПа | 18,1 | 17,7 | 17,2 | 17,2 | 14,0 | 12,5 | 12,5 | |||||
| Начальная пластовая температура, оС | 30 | - | 30 | 30 | - | 20 | 18 -20 | |||||
1.4 Начальные и текущие запасы
В начальных балансовых запасах продуктивных объектов Туймазинского месторождения числится 678,7 млн. тонн нефти, из них извлекаемых – 352,8 млн. тонн. В таблице 2 показано распределение запасов по продуктивным горизонтам.
Таблица 2. Структура запасов и их распределение по продуктивным объектам, млн. т
| Запасы | Объект | ||||||
| DΙV | DΙΙΙ | DΙΙ | DΙ | D3fm | C1t | C1bb | |
| Балансовые:– в нефтяной зоне– в водонефтяной зоне | 2,5-2,5 | 2,1-2,1 | 119,757,662,1 | 397,2288,6108,6 | 6,86,8- | 46,625,121,5 | 103,982,521,4 |
| Извлекаемые:– в нефтяной зоне– в водонефтяной зоне | 0,8-0,8 | 0,7-0,7 | 63,437,126,3 | 239,8192,946,9 | 2,02,0- | 6,03,03,0 | 34,328,16,2 |
| Проектный коэффициент извлечения нефти, доли ед. | 0,422 | 0,401 | 0,523 | 0,608 | 0,315 | 0,151 | 0,363 |
Самым крупным по величине запасов является пласт DΙ, начальные извлекаемые запасы по которому составляют 68,3% от запасов всего месторождения. В продуктивном пласте DΙΙ сконцентрировано около 18% начальных извлекаемых запасов, 11% запасов приурочено к терригенной толще нижнего карбона.
С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324,569 млн. т нефти или 92,3% от извлекаемых запасов.
Остаточные извлекаемые запасы по Туймазинскому месторождению составляют 38,04 млн. тонн. При существующих темпах отбора запасов (1,4%) и годовом уровне добычи нефти в пределах 540 – 545 тыс. тонн достижение проектного коэффициента извлечения нефти возможно через 69 лет.
Остаточные запасы нефти в продуктивных объектах Туймазинского месторождения сосредоточены:
– в застойных зонах однородных пластов – 19%;
– в линзах, вскрытых недостаточным числом скважин – 16%;
– в виде пленочной нефти – 30%;
– вблизи зон замещения коллекторов (непроницаемые экраны) – 8%.
В таблице 3 показана структура и распределение остаточных запасов по продуктивным пластам.
Остаточные запасы определены по значениям начальных балансовых и извлекаемых запасов и значениям суммарных отборов по этим запасам на 01.01.2004 года (таблица 9).
Таблица 3. Остаточные запасы нефти по продуктивным объектам на 01.01.2004 года, млн. т
| Запасы нефти | Объект | |||||
| DΙ | DΙΙ | Девон | C1t | C1bb | D3fm | |
| Балансовые | 166,03 | 60,81 | 229,98 | 43,11 | 73,04 | 6,58 |
| Извлекаемые | 10,32 | 3,72 | 14,62 | 1,13 | 6,47 | 1,78 |
| Коэф. извлечения нефти, % | 57,70 | 49,20 | 55,90 | 7,51 | 29,7 | 3,29 |
Как видно, на Туймазинском месторождении остаточные запасы нефти значительны. Поэтому с целью их доизвлечения и интенсификации добычи нефти на месторождении требуется проведение мероприятий по совершенствованию системы разработки продуктивных объектов, особенно на объектах с низкими значениями текущих коэффициентов нефтеотдачи и уровней добычи нефти, но имеющих значительные запасы нефти. Традиционные методы разработки объектов Туймазинского месторождения на поздних стадиях и существующая на текущий момент плотность сетки скважин не обеспечивают полноты выработки запасов из тупиковых участков, застойных зон, линз и полулинз. Это особенно актуально при разработке широких водонефтяных зон девонских пластов, которые изначально разрабатывались с применением более редкой сетки скважин по сравнению с чисто нефтяной зоной, что на практике показало свою ошибочность, в результате чего в этих зонах на данный момент сосредоточены значительные остаточные запасы нефти.
Одним из методов повышения нефтеотдачи пластов продуктивных объектов в условиях Туймазинского месторождения является уплотнение сетки скважин путем бурения боковых стволов.
1.5 Физико-химические свойства нефти и газа
Нефти залежей пластов DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV можно охарактеризовать как легкие, маловязкие, сернистые и смолистые. Основные параметры пластовой нефти могут варьировать в значительных пределах. Например, на Туймазинской площади по направлению от центра к периферии залежи пласта DΙ происходит изменение давления насыщения от 9,4 до 8,2 МПа. На Александровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность (792 кг/м3) и вязкость (2,02 мПа·с). В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях преобладает метан (29,21%), присутствует азот до 6,06%.
Нефть терригенной толщи нижнего карбона также имеет различные параметры. Так, давление насыщения нефти газом изменяется от 2,5 до 6,85 МПа. В компонентных составах нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти выделены углеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует в количестве 0,8–1,4%. Газосодержание меняется от 13,3 до 27,3 м3/т и в среднем составляет 22,0 м3/т. В целом нефть ТТНК высоковязкая, тяжелая, смолистая и парафинистая.