Общая характеристика нефтегазодобывающего предприятия и района работ на примере ОАО "Лукойл"

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Развитие народного хозяйства страны во многом зависит от состояния и темпов роста топливно-энергетических отраслей. Развитие крупной машинной индустрии, механизированного сельского хозяйства, транспорта, промышленного и гражданского строительства требует большое количество различного вида топливно-энергетических ресурсов. Наиболее крупные поставщики топлива для народного хозяйства - нефтяная и газовая промышленность.

В настоящее время нефть, газ и продукты их переработки являются одними из важных средств производства. Продукция нефтяной и газовой промышленности используется во многих отраслях промышленности. В первую очередь это относится к бензину и дизельному топливу, в связи с ростом грузового, пассажирского и легкового транспорта, применение двигателей внутреннего сгорания, применение в авиации реактивного топлива. Потребность в таких видах продуктов нефтепереработки как битум и асфальт в связи с промышленным и жилищным строительством, строение автомобильных дорог. На базе нефтяного сырья растёт производство пластмасс, минеральных удобрений, искусственного волокна и кожи, синтетического каучука, моющих средств, высших спиртов и других ценных веществ. трифоновский месторождение нефть скважина

В Российской Федерации выделены следующие четыре основные нефтегазоносные провинции: Волго-Уральская (Башкирия, Татария, Удмуртия, Кировская обл., Самарская обл., Пермская обл.), Западно-Сибирская (Тюменская обл.), Тимано-Печёрская (Север страны, Коми, Архангельская обл.), Северо-Кавказская (Краснодарский край, Дагестан, Эдыгея).

Перспективы развития нефтяной промышленности:

Разработка нефтяных месторождений на шельфах морей (Сахалин).

Бурение на большие глубины 5-7 км.

Повышение нефтеотдачи на действующих нефтяных месторождениях.

На территории Пермской области находятся следующие недра пользователи (нефтяные компании): нефтяная компания ОАО «ЛУКОЙЛ» в лице ООО «ЛУКОЙЛ - Пермь» «Российская Топливная Компания».

ОАО «ЛУКОЙЛ» - вертикально-интегрированная компания.

Направление развития:

Переход от морально стареющих программных комплексов к системам, опирающимся на современные индустриальные программные продукты.

Концепция развития:

увеличение прибыльности компании;

повышение эффективности процесса принятия корпоративных и операционных решений;

развитие и укрепление сырьевой базы Компании;

эффективное планирование и контроль производства и сбыта нефтепродуктов.

Система включает следующие основные блоки:

информационная система управления товарными и финансовыми ресурсами;

информационная система разведки и разработки месторождений;

комплекс систем планирования производства;

информационные системы анализа и отчётности, поддержки принятия решений;

создание современной технической архитектуры ОАО «ЛУКОЙЛ».

В настоящее время ОАО НК «ЛУКОЙЛ» - одна из крупнейших в мире нефтяных компаний. На территории России, в странах ближнего и дальнего зарубежья работает свыше 200 предприятий компании, занятых добычей нефти на месторождениях, её переработкой, оптовой и розничной продажей нефтепродуктов. Несмотря на территориальную разобщённость и определённую самостоятельность, ежедневная работа всех этих предприятий тесно взаимосвязана, так как они являются звеньями единой технологической цепочки.

Экономические реформы в России нашли своё отражение и в структуре нефтяной промышленности Пермской области. Нефть добывают как предприятия входящие в состав ОАО «ЛУКОЙЛ», так и совместные предприятия с участием западных капиталов и нефтедобывающее предприятие областного подчинения.

ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ» является наиболее крупным нефтегазодобывающим предприятием Пермской области и обладает наибольшим фондом добывающих и нагнетательных скважин. В настоящее время в структуру ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ» входят три территориальных управления в городах: Чернушка, Оса и Кунгур, а твк же «Управление Пермнефтегаз», находящиеся от центрального офиса на растоянии до 250 км, что естественно отражается на технологии сбора информации.

Основой для поведения прогноза по разведке и разработки месторождений является геологическая, географическая и промышленная информация. Исторически сложились два главных центра хранения геолого - геофизической информации - ОАО «Пермнефтегеофизика», ОАО «ПермНИПИнефть» и один центр хранения технологической информации о работе всего фонда скважин за время эксплуатации - Управление информационного обеспечения ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ».

В результате реорганизации ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ» в 1995 году в форме выделения было образовано 31 дочернее общество. На 1.01.99г. ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ» обладает 18 дочерними обществами взаимоотношения с которыми осуществляются на договорной основе. Дочерние предприятия выступают в роли сервисных организаций, предоставляя различного рода услуги в том числе: подземный и капитальный ремонт скважин, капитальный ремонт оборудования, проведение исследований, транспорт, спецтехника и т.д.

Решение задачи по надёжному обеспечению страны нефтью и нефтепродуктами требует, чтобы наряду с поисками и вводом в разработку новых месторождений наиболее полно использовались ресурсы уже освоенных залежей и изыскивались пути вовлечения в промышленное использование трудноизвлекаемых запасов в старых нефтяных районах.

Извлечение запасов нефти из заводнённых залежей со степенью выработанности более 50%, из низкопроницаемых коллекторов, из водоплавающих месторождений представляет важную народнохозяйственную задачу.

В настоящее время перед нефтегазодобывающими предприятиями стоит несколько проблем - это ввод в разработку новых месторождений и доразработка старых. На то и другое нужны средства. Трудность в добыче нефти на месторождениях, находящихся длительное время в разработке в том, что основная часть месторождений находится на четвёртой стадии разработки (снижение добычи нефти, рост обводнённости продукции) и часть запасов оставшихся в недрах относится к категории трудноизвлекаемых, следовательно мероприятия направленные на их извлечение должны обладать не только эффективностью, но и быть целесообразны с технико - экономической точки зрения.

I. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ И РАЙОНА РАБОТ

1.1 Общие сведения о месторождении

Трифоновское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в восточной части Октябрьского района Пермской области, в 150 км к юго-востоку от областного центра, на землях Гослесфонда и колхоза «Алмаз». Районный центр пос. Октябрьский находится в 6 км к востоку от месторождения (рис. 1.1.).

Связь с областным центром осуществляется автотранспортом по шоссейной дороге Пермь-Кунгур-Орда-Богородск-Сарс-Октябрьский, проходящей в 10 км к северу от месторождения. Северную часть месторождения пересекает Горьковская железная дорога, участок Агрыз-Дружинино. Ближайшая железнодорожная станция - Бартым.

Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются: поселок Атерский, расположенный на расстоянии 1 км к северо-западу от границы месторождения, д.Атеро-Ключ - на расстоянии 2 км в том же направлении, Верх-Ирень - в 6 км на северо-восток и Бартым - в 2,5 км юго-восточнее. Остальные населенные пункты: Енапаево, Атнягузи, Кашкино, Верх-Ирень - находятся на расстоянии 11-12 км от месторождения. Все они связаны между собой грунтовыми и проселочными дорогами, труднопроходимыми в весенние и осенние распутицы.

В геоморфологическом отношении район представляет собой холмистую равнину, испещренную сетью речных долин, ручьев, логов, оврагов и различных по форме и глубине карстовых воронок, местами заболоченную по берегам р.Атер.

Трифоновское месторождение находится на склоне водораздела рек Ирень и Атер, обращенного в сторону долины р.Атер. Гидрогеологическая сеть района представлена выше названными реками и их притоками, ближайший из них ручей Ключ. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 165 м (урез воды р. Ирень) до 270 м на водоразделе.

Равнинные части района в настоящее время полностью распаханы. Небольшие островки лесов сохранились лишь по холмам. Это, главным образом лиственные (березовые и осиновые с участием липы и вяза) леса и хвойные (еловые, сосновые с примесью лиственницы). Район сильно окультурен, сельскохозяйственные земли занимают 40-50 %, тогда как лесопокрытые - только 10-20 %.

Климат района континентальный с холодной продолжительной зимой и теплым, сравнительно коротким летом, ранними осенними и поздними весенними заморозками.

Средняя годовая температура воздуха составляет +0,4С. Колебания температур от -48С зимой до +37С летом. Средняя температура января - -15,7С, июля +16,4С. Первые заморозки отмечаются в сентябре, снежный покров устанавливается в первой декаде ноября и сходит во второй декаде апреля, толщина его достигает 1 м, глубина промерзания почвы достигает 1,11 м.

Среднегодовое количество осадков около - 807 мм. Большая часть их выпадает в теплое время года с максимумом в июле.

Преобладающее направление ветра - юго-западное. Среднегодовая скорость ветра - 3,4 м/с.

Население Октябрьского района, состоящее преимущественно из русских, занято в сельском хозяйстве, лесной, деревообрабатывающей, а также нефтедобывающей промышленности.

Лицензия на право пользования недрами ПЕМ № 00847нр с целью поисков, разведки и добычи углеводородного сырья (совместная лицензия) на Жуковской площади, в том числе на Трифоновском нефтяном месторождении выдана 3.09.1999г. ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» 16.

Ближайшими нефтяными месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ РФ, являются: Курбатовское - в 5 км северо-восточнее, Дороховское - в 18 км северо-восточнее и Казаковское - в 10 км северо-западнее Трифоновского месторождения.

Ближайший нефтепровод Дороховка-Павловка, по которому нефть подается на НПС Чернушка, находится в 8 км севернее месторождения.

Сбор нефти и газа осуществляется по напорной герметизированной схеме. Продукция скважин по выкидным линиям подается на групповые замерные установки (ГЗУ), где происходит замер дебита по жидкости и газу. С ГЗУ газонефтяная смесь поступает в сепарационные емкости НГСП, где осуществляется 1 ступень сепарации. Отсепарированная нефть транспортируется по нефтепроводу «НГСП Трифоновское - точка врезки в нефтепровод Дороховка-Павловка» и далее на Павловскую ЦППС. Подготовленная нефть совместно с нефтью Павловского месторождения транспортируется по магистральному нефтепроводу «Чернушка-Колтасы» и далее на Салаватский нефтеперерабатывающий завод. Попутный газ полностью утилизируется на газоэлектроагрегатах, куда он направляется после сепарации на газосепараторах. Газ сжигается на факеле только в аварийных ситуациях.

Хозпитьевое водоснабжение объектов Трифоновского месторождения осуществляется от водовода «Чернушка-Дороховка».

Трифоновское месторождение открыто в 1997 году в результате поисково-разведочного бурения. Геологическое строение месторождения изучено геологическими исследованиями, геофизическими методами разведки, структурным и глубоким бурением.

Промышленная нефтеносность установлена в тульских, бобриковских, радаевских и турнейских отложениях.

В 1998 году месторождение введено в разработку.

На дату промышленного подсчёта запасов (1.07.2001г.) были пробурены 1 поисковая, 4 разведочных и 12 опережающих оценочных скважин.

В 2002 году пробурены ещё 4 эксплуатационные скважины.

Исходя из планов на 2007год на месторждении будет пробурено ещё 9скважин

1.2 Общие сведения о предприятии

В мае 1958 года начались работы по отводу земли под будущую производственную базу и жилья нынешнего поселка Нагорный. В июне-августе Чернушинские нефтеразведчики приступили к строительству БПО и первой буровой на разведочной Веслянской площади.

В 1959 году пробурена первая скважина на Веслянской площади.

В 1960 году организована Кунгурская контора разведочного бурения №2.

В декабре 1960 года при испытании разведочной скважины №3 на Кыласовской площади появилась нефть - ПЕРВАЯ промышленная нефть в Кунгурском административном районе.

В январе 1963 года в Кунгуре были созданы трест „Пермвосток-нефтеразведка" и нефтепромысловое управление (НПУ) „Кунгурнефть".

В 1965 году Кунгурская нефть получила прямой Выход на Пермский нефтеперерабатывающий завод - закончено сооружение нефтепровода Кыласово-Пермь, протяженностью 63 км. Продолжается промышленное и эксплуатационное бурение, строятся кустовые насосные станции и водозабор „Бабка".

С 1966 по 1968 годы открыты и пущены в эксплуатацию:
Троельжанское, Кукуштанское. Аазуковское и Обливское месторождения. В 1968 году добыта миллионная тонна нефти с начала разработки.

В 1971 году открыто самое крупное по запасам Кокуйское месторождение. Созданы: цех подземного и капитального ремонта скважин (ПКРС), база производственного обслуживания (БПО), введено в эксплуатацию новое здание управления в центре города. НПУ переименовано в нефтегазодобывающее управление "Кунгурнефть" (НГДУ).

1973 год был годом завершения строительства крупных производственных объектов: Термохимическая установка (ТХУ) на Кыласовском месторождении, магистрального нефтепровода Кокуй-Троельга-Кыласово, водозабор „Ирень", продолжается разбуривание Кокуйского месторождения.

В 1975 году вводятся в эксплуатацию Губановское, Чураковское и Обливское месторождения. Эксплуатируется 215 нефтяных и 53 нагнетательных скважины. Начато заводнение Кокуйского месторождения. НГДУ выходит на 2-х миллионный рубеж по годовой добыче нефти.

1976 год. НГДУ достигло максимального объема добычи нефти -2352 тыс.т.

Эксплуатируется 12 месторождений. Введено в эксплуатацию Чураковское месторождение.

В 1977 году наступает тяжелый период для кунгурских нефтедобытчиков. Начинается естественное падение добычи нефти из-за высокой обводненности месторождений и выработки активной части запасов.

1977 -1982 годы. Всему производственному коллективу пришлось приложить немало усилий, чтобы снизить темпы падения добычи нефти. Пущена в работу ТХУ „Кокуй".

С 1983 года показатели работы НГДУ улучшились. План по добыче нефти выполняется.

1985 год. НГДУ работает успешно. Численность работающих составляет 2300 человек. Значительными темпами растут объемы строительства. Смонтировано и сдано в эксплуатацию промышленное здание „Болгарин", база управления технологического транспорта и санаторий-профилакторий „Малахит". Идет застройка поселка нефтяников Нагорный.

1986 год. Большая работа проделана по улучшению качества подготовки нефти. С пуском в работу нового резервуарного парка ТХУ „Кокуй", внедрении технологии обессоливания нефти и в результате реконструкции установок качество подготовки нефти стабилизировалось: более 97% нефти сдается по 1 и 2 группам качества.

1987 год. Активизируется реализация мероприятий по поддержанию работоспособности старых нефтяных скважин, повышению приемистости нагнетательного фонда скважин. Вводится в разработку Курашимское, южный купол Чураковского месторождения, открыто Ильичевское.

1988-1991 годы. Коллектив НГДУ осуществляет свою производственную деятельность в новых условиях хозяйствования. Внедряются новые технологии, направленные на увеличение нефтеотдачи. В эксплуатации находится 13 месторождений. В эти годы был создан первый в объединении участок по входному контролю и ремонту подземного оборудования, оснащенный уникальными полуавтоматическими стендами: ревизия и ремонт насосов ШГН, штанг, НКТ и др.

Пущено в эксплуатацию Сосновское месторождение нефти и газа.

1992-1994 годы. В производственную деятельность нефтяников внедряется персональный компьютер. Это позволяет быстро и квалифицированно обрабатывать поступающую информацию, делать расчеты, создавать базы данных. Продолжается борьба с парафиноотложениями на подземном оборудовании скважин. Наряду с традиционными мероприятиями (промывка, дозирование реагентов) стали использоваться полиамидные скребки. В результате чего был достигнут хороший эффект по увеличению межремонтного периода работы скважин. Произведены реконструкции БКНС - 1,5,6. Сдан в эксплуатацию административно-бытовой корпус на БПО.

1995 год. Началась реструктуризация НГДУ „Кунгурнефть", переданы для эксплуатации Дороховское, Казаковское и Курбатовское месторождения, ранее входившие в состав сырьевой базы НГДУ „Чернушканефть". В свою очередь. НГДУ „Кунгурнефть" передало Российской топливной компании (РТК) 9 нерентабельных месторождений. Пущено в эксплуатацию Стретинское месторождение нефти и газа.

1996-1998 годы. Все усилия коллектива направлены на оптимизацию производства. Увеличена добыча нефти по Дороховской группе месторождений. В 1998 г. вновь вышли на миллионный рубеж по добыче нефти. Введены новые месторождения: Солдатовское, Трифоновское. Основным фактором деятельности НГДУ в последние годы является полная смена экономических ориентиров - из предприятия, дотируемого за счет централизованных источников, оно стало получать прибыль и вносить свой вклад в развитие ООО „ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ”.

II. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Характеристика геологического строения

2.1.1 Стратиграфия и литология

Геологический разрез Трифоновского месторождения изучен по материалам параметрических, структурных, поисковых и разведочных скважин от четвертичных отложений до отложений вендского комплекса. Максимально вскрытая глубина 2214 м (скв.548).

Перерывы в осадконакоплении в разрезе наблюдаются между вендским комплексом и франским ярусом среднего девона, серпуховским надгоризонтом и башкирским ярусом среднего карбона, верхнепермскими и четвертичными отложениями.

Отложения вендского комплекса представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов с тонкими прослоями песчаников. Вскрытая толщина 54 м. Терригенный девон, залегающий с большим стратиграфическим несогласием на породах вендского комплекса, представлен алевролитами, аргиллитами и кварцевыми песчаниками. Общая толщина терригенного девона 5-13 м.

Мощная толща карбонатных отложений девона (франкский ярус от саргаевского горизонта, фаменский ярус) и турнейского яруса нижнего карбона имеет толщину 550-590 м.

Вышезалегающая терригенная часть визейского яруса нижнего карбона представлена песчаниками, алевролитами и аргиллитами мощностью 41-96 м.

Верхняя часть тульского горизонта, окско-серпуховский надгоризонт визейского яруса нижнего карбона представлены мощной толщей карбонатных осадков толщиной 290-397 м.

Башкирский ярус, залегающий с большим стратиграфическим несогласием на отложениях нижнего карбона, сложен известняками толщиной до 100 м.

Московский ярус сложен также преимущественно известняками с прослоями аргиллитов. Толщина яруса 310-350 м. Карбонатная толща верхнего карбона и нижнего отдела пермской системы представлена доломитами и известняками с включениями гипса и ангидрита. Мощность этой толщи доходит до 1200 м.

Четвертичные отложения представлены делювиальными суглинками, глинами, супесями мощностью 0-30 м.

В основу стратиграфического деления разреза положены следующие унифицированные схемы:

1. По пермским отложениям-1977г.,рассмотренная и принятая стратиграфическим совещанием в г.Свердловске и утвержденная Межведомственным стратиграфическим комитетом в 1978 г.;

2. По каменноугольным отложениям-1975г, принятаягеологическим конгрессом в г.Москве;

3. По девонским отложениям-унифицированная схема стратиграфии палеозойских отложений Волго-уральской НГП 1962-1965 гг.

Характеристика отложений каменноугольной и девонской системдана по материалам лаборатории стратиграфии и литологии КамНИИКИГС/14/, а пермской-по данным тематической партии ГПК объединения Пермнефть.

Отложения четвертичной системы залегают повсеместно на размытой поверхности нижнепермских. Представлены они аллювиальными и элювиально-делювиальными отложениями. Толщина их колеблется от0 до 15 м.

Кунгурские отложения имеют незначительное распространение и сохранились лишь на высоких участках водоразделов. На остальной площади они размыты.

Мощная карбонатная толща нижнего отдела пермской системы и верхнего отдела каменноугольной системы представлена доломитами, известняками с включениями гипса и ангидрита. Толщина составляет 790-1011 метров.

Московский ярус сложен преимущественно карбонатными отложениями. Доломиты переслаиваются с известняками, встречаются прослои аргиллитов, алевролитов, мергелей. В отложениях мячковского горизонта открыта залежь газа.

Известняки каширского и верейского горизонтов с выпотами нефти, прослоями газонефтенасыщенные. К этим отложениям приурочены залежи нефти и газа. Общая толщина московского яруса 304-367 м.

Башкирский ярус сложен известняками светло-серыми, прослоями нефтенасыщенными, встречаются тонкие прослои мергелей, наблюдаются включения кремния. В отложениях яруса выявлены залежи нефти. Толщина башкирских отложений изменяется от 49 до 93 м.

Серпуховский и верхняя часть визейского яруса нижнего карбона представлены мощной толщей карбонатных осадков- доломитов и известняков. Общая толщина 299-406 м.

Терригенные отложения визейского яруса в составе яснополянского и малиновского надгоризонтов сложены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Проницаемые разности

песчаников и алевролитов нефтенасыщенны, в них сосредоточены основные запасы нефти месторождения. Общая толщина составляет 62-83 м.

Турнейский ярус сложен известняками серых тонов в различной степени углистыми прослоями доломитов. Проницаемые разности верхней части разреза-нефтенасыщены, к ним приурочены промышленные скопления нефти. Разрез турнейского яруса отнесен к карбонатному рифовому типу глубоководного шельфа. Толщина яруса 81-136 м.

Мощная толща карбонатных отложений девона от фаменского яруса до саргаевского горизонта франского яруса отнесена к карбонатному рифовому типу и достигает толщины 391-491 м. К проницаемым разностям фаменского яруса приурочена залежь нефти.

Разрез терригенного девона, включающий кыновский горизонт франского яруса и живетский ярус, сложен песчаниками, аргиллитами и алевролитами, отнесен к склоновому и сводовому типу.Толщина 4-17 м. Нефтенасыщенность кыновских отложений установлена лишь в скв.104, давшей при испытании нефть.

Отложения среднего девона залегают на породах вендского рифейского комплекса с большим стратиграфическим несогласием. Вендские отложения в объеме бородулинской серии полностью вскрыты лишь в одной скважине (толщина 197м) и представлены песчаниками, аргиллитами и алевролитами. Этой же скважиной вскрыт и рифей на максимальную глубину 2585 м. Вскрытая толщина составила 20 м. Разрез представлен доломитами с прослоями глинистых известняков и аргиллитов.

Таким образом, основные особенности геологического разреза Трифоновского месторождения заключаются в следующем:

1. В пределах месторождения полностью отсутствует красноцветная карбонатно-терригенная толща пород верхней перми; сульфатно-карбонатная толща кунгурского яруса(верхний региональный флюидоупор)сохранилась от размыва только на локальных участках.

2. Терригенная толща девона не полна в стратиграфическом отношении и характеризуется сокращенной мощностью по сравнению с более западными районами юга Пермской области.

Геологический разрез приведён на рисунке 2.1.1 ,2.1.2

2.1.2 Тектоника

В тектоническом отношении месторождение расположено в юго-восточной части Башкирского свода. Оно приурочено к Ново-Атерскому поднятию, выявленному и подготовленному структурным бурением по реперу НГК в сакмарском ярусе в 1994 году. Поднятие северо-восточного простирания, размерами по замкнутой стратоизогипсе -255 м - 2.65x1.95 км, амплитуда около 5 м, с крутым западным крылом и пологим восточным.

Район работ характеризуется значительной сложностью геологического строения.

Для решения этой задачи на исследуемой территории были проведены сейсморазведочные работы, структурно-параметрическое бурение, а также бурение глубоких параметрических скважин со вскрытием вендских отложений.

В результате проведения таких работ были выделены протяжные валообразные зоны северо-западного простирания - тектонические ступени, осложнённые цепочками локальных положительных структур. Приподнятые зоны разделены узкими (1 - 2 км) линейно-вытянутыми прогибами, сопровождаемыми в некоторых случаях тектоническими нарушениями, и слабо отражающимися в артинском плане.

В пределах месторождения прослеживаются три тектонические ступени: западная, центральная и восточная.

Тектонические ступени в осадочных горизонтах чехла достаточно хорошо увязываются с разрывной тектоникой фундамента, что указывает на формирование структур чехла в результате блоковых подвижек, по системе субмеридиональных разломов земной коры.

В пределах тектонических ступеней, вдоль бортов линейно погружённых зон, в верхнедевонское время шло формирование органогенных построек. К таким постройкам, так называемым “шельфовым биогермам”, и принадлежит Трифоновское месторождение.

Характер и общие закономерности тектонического строения прослежены по картам маркирующих горизонтов:1) по кровле терригенных отложений кыновского горизонта; 2) по кровле турнейского яруса; 3) по кровле тульских терригенных отложений; 4) по кровле верейского горизонта; 5) по кровле артинского яруса.

Структурные построения проведены на основании результатов бурения структурных, поисково-разведочных, параметрических, эксплуатационных скважин и данных сейсморазведки.

При построении структурной карты по кровле артинских отложений использованы данные только вертикальных скважин.

По результатам анализа структурных карт по маркирующим горизонтам можно сделать следующие выводы:

1. Наличие тектонических ступеней и связанных с ними биогермных сооружений верхнедевонского возраста привело к несоответствию девонского структурного плана с каменноугольным и пермским.

2. По соотношению структурных планов и характеру изменения толщин между основными маркирующими горизонтами локальные поднятия могут быть отнесены к погребённым седиментационно-тектоническим структурам, характерным для северо-восточного склона Башкирского свода.

2.1.3 Нефтегазоносность и характеристика продуктивных пластов

Нижне-средневизейский терригенный нефтеносный комплекс

Промышленная нефтегазоносность комплекса установлена практически на всех месторождениях юга Пермской области, в том числе и на Трифоновском месторождении.

В разрезе комплекса выделяются 6 проницаемых пластов: Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₁, Бб₂, Мл, Т. Все они являются промышленно нефтеносными.

Яснополянский надгоризонт

Отложения яснополянского надгоризонта представлены песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов.

Тульский горизонт

Пласт Тл_2-а

Пласт Тл_2-а залегает в кровле терригенной части тульского горизонта и имеет общую толщину от 7.6 до 4.4 м. Покрышкой его служат аргиллиты толщиной до 4 м. В пласте выделяется от 2 до 3 проницаемых пропластков толщиной от 0.4 до 2.6 м.

По данным ГИС и испытаниям пласт нефтеносен.

Водонефтяной контакт принят на отметке -1305 м по данным ГИС в скв.535.

К категории C₁ отнесена центральная часть поднятия, ограниченная линией, проведенной на отметке -1299 м (нижняя дыра перфорации с учетом проницаемого прослоя в скв. 535).

Залежь пластовая сводовая, размеры 3.1x1.8 км, этаж нефтеносности 16 м.

В контуре нефтеносности находятся 4 скважины. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется от 3.0 м (скв.532 до 5.2 м (скв.535), средневзвешенная по площади она равна для категории C₁ - 2.8 м, категории C₂ -1.9м. Коэффициент песчанистости равен 0.74, расчлененности - 2.4.

Коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми, алевритистыми, слабо глинистыми. Представительный керн взят в скв.532, 535. Коллекторские свойства их неплохие и достаточно однородны - размахи значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности 4.9%, 0.7162 мкм² и 10.2%, а коэффициенты вариации пористости проницаемости 0.074 и 0.597.

Распределение проницаемости асимметричное, с максимумом интервале 100-250*10 ^-3 мкм². Среднее геометрическое и медианное значения проницаемости равны 0.275 и 0.249 мкм² или 0.836 и 0.757 от среднеарифметического.

Пористость, принятая при подсчете запасов, равна 19% при интервале изменения 15.3-20.2% по 24 определениям, проницаемость 0.329 мкм² (интервал изменения 0.0658-0.782), нефтенасыщенность 87% (при интервале изменения 80.3-90.5%).

Пласт Тл_2-б

Пласт Тл_2-б от вышележащего пласта Тл_2-а отделяется толщей аргиллитов от 2 до 8 м.

Пласт проницаем во всех скважинах, кроме скв.532, в которой пласт замещен плотными породами.

По данным ГИС и опробования пласт является промышленно нефтеносным.

Водонефтяной контакт принят на отметке -1319 м по нижней дыр перфорации с учетом проницаемого прослоя. Граница категории С₁ принята в двойном радиусе дренажа скв.535, остальные запасы в пределах ВНК отнесены к категории C₂.

Залежь пластовая сводовая, размеры 2.7x1.5 км, этаж нефтеносности 16 м.

Эффективная толщина изменяется от 0.8 до 3.2 м. В пределах пласта выделяется от 1 до 3 проницаемых прослоев толщиной от 0.4 до 1.6 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина равна 1.4 м (категория C₁ ) и 2 м (категория C₂). Коэффициент песчанистости 0.44, расчлененности - 1.8.

Коллекторы представлены крупнозернистыми алевролитами и мелкозернистыми песчаниками с преобладанием первых. Размахи пористости, проницаемости и нефтенасыщенности равны - 2.7%, 0.307 мкм², 26.9%. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0.055 и 1.560 соответственно. Геометрическое значение проницаемости равно 31.4*10^-3 мкм² или 0.446 от среднего арифметического.

Для подсчета запасов приняты: пористость 19% (при интервале изменения 17.5-20.2%), что также подтверждается данными ГИС (17.5%), нефтенасыщенность - 72% по 6 определениям.

Бобриковский горизонт

В разрезе горизонта выделяются 2 проницаемых пласта: Бб₁ и Бб₂, оба промышленно-нефтеносны.

Пласт Бб₁

Проницаемый пласт литологически выдержан по площади. От вышележащего пласта Тл_2б отделяется аргиллитово-алевролитовой толщей от 1.5 до 6.5 м.

Общая толщина пласта изменяется в пределах 1.2-9.0 м, эффективная - 1.2-8.0 м. В пределах продуктивной части пласта выделяется 1-2 проницаемых прослоя толщиной 0.6-4 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина - 3.4 м. Коэффициент песчанистости 0.72, расчлененности - 1.8.

По данным ГИС и опробования пласт является промышленно нефтеносным.

ВНК принят условно на отметке -1329 м по результатам ГИС в скв.548. Граница категории C₁ ограничена линией, взятой на расстоянии двойного радиуса дренажа в скв.548. Остальные запасы в пределах ВНК отнесены к категории С₂.

Залежь пластовая сводовая с размерами 2.3x1.5 км, этаж нефтеносности 11 м.

Коллекторы представлены алевролитами с относительно невысокими коллекторскими свойствами (единичные представительные определения принадлежат скв.532). Для подсчета запасов взяты данные по этой скважине - пористость 17% по 2 определениям при интервале изменения 16.5-17.2%, нефтенасыщенность 73% (интервал изменения 71.8-74.9%).

Пласт Бб₂

Пласт Бб₁ от вышележащего пласта Бб₂ отделяется толщей аргиллитов от 2 до 5 м.

Пласт проницаем во всех скважинах.

По данным ГИС и опробования пласт является промышленно нефтеносным.

ВНК принят условно на отметке -1340 м по ГИС скв.548. Запасы в пределах ВНК отнесены к категории C₁. Залежь пластовая сводовая, размеры 2.5x1.5 км, амплитудой 14 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 3.8 до 11.4 м. В пределах пласта выделяется от 1 до 3 проницаемых пропластков толщиной от 0.6 до 11.4 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта равна 5.3 м. Коэффициент песчанистости 0.91, расчлененности - 1.4.

Коллекторы представлены песчаниками средне-мелкозернистыми с цементом уплотнения зерен и скудным глинистым, с высокими коллекторскими свойствами. Размахи значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности - 6.9%, 2.7393 мкм², 0.332. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости невелики - 0.062-0.497. Распреде

ление проницаемости асимметричное с максимумом в интервале 1-2.5 мкм². Среднее геометрическое и медианное значения проницаемости равны 1.003 и 1.289 мкм² или 0.702 и 0.903 от среднего арифметического .

Для подсчета запасов коэффициент пористости принят равным 22% (по 21 определению при интервале изменения 17.3-24.2%), нефте-насыщенность 90% (при интервале изменения 60-93.2%).

Малиновский надгоризонт

Пласт Мл

Покрышкой пласта, сложенного мелкозернистым песчаником, является выдержанная по площади пачка аргиллитов от 1 до 5 м. Пласт невыдержан по площади, в скв.532 замещен плотными породами.

По данным ГИС и опробования пласт является промышленно нефтеносным.

ВНК принят на отметке -1364 м по нижней дыре перфорации с учетом проницаемого прослоя. Залежь пластовая сводовая, размеры 2.5x0.8 км, амплитуда 18 м. Запасы в контуре нефтеносности отнесены к категории С_1.

Эффективная толщина изменяется от 1.4 до 2.2 м. В пределах пласта выделяется 1-2 проницаемых прослоя толщиной от 0.6 до 1 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина составила 1.3 м. Коэффициент песчанистости 0.58, расчлененности - 2.25.

Коллекторы представлены песчанниками мелкозернистыми от сильно глинистых до сцементированных с помощью уплотнения зерен. Размах значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности -10%, 0.3204 мкм², 0.364. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости - 0.246, 1.35. Среднее геометрическое значение проницаемости равно 22.3*10 -³ мкм² или всего лишь 0.228 от среднего арифметического.

Для расчета запасов взята пористость по керну, она равна 16% (при интервале изменения 10.5-20.5) по 5 определениям; нефтенасыщенность изменяется от 54.2 до 90.6% - средняя 73%.

Турнейский ярус

В разрезе турнейского яруса в результате детальной корреляции выделяются два самостоятельных пласта T₁ и Т₂. Нефтеносным является верхний пласт Т_1.

Пласт T₁

Проницаемый пласт выделяется в 5-6 м от кровли турнейского пласта и прослеживается по всему месторождению. Общая толщина пласта изменяется от 4.6 до 19.4 м, эффективная - 2.4-11.4 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина 2.4 м. В составе пласта выделяется от 1 до 6 проницаемых пропластков толщиной от 0.6 до 1.6 м. Коэффициент песчанистости - 0.59, расчлененности - 4.2.

Водонефтяной контакт принят на отметке -1374 м по результатам испытания в колонне в скв.532 с учетом результатов ГИС. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая, размеры 2.7x1.5 км, высота 10 м.

Представительный керн взят в скв.507, 533, 535. Коллекторами являются известняки сгустковые и сгустково-биоморфные с невысокими пористостью и проницаемостью. Размахи значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности равны 8.6%, 0.0703 мкм², 34%. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости - 0.201 и 1.05.

Распределение проницаемости асимметричное, нестабилизированное, с максимумом в интервале 1-2.5*10^-3 мкм². Средние геометрическое и медианное значения проницаемости равны 6.72-6.7*10^-3 мкм², что составляет 0.391 и 0.39 от среднего арифметического.

2.1.4 Гидрогеологическая характеристика

Рассматриваемая территория расположена на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна. В пределах последнего выделены два гидродинамических этажа: верхний, в который входят водоносные комплексы пермских отложений, и нижний, включающий водоносные комплексы более древних отложений, характеризующихся застойным режимом. Кунгурский региональный флюидоупор, обычно разделяющий эти этажи в Пермском Прикамье, в центральной части месторождения отсутствует. В западной части он представлен ольховской карстовой брекчией толщиной до 145м.

Региональные гидрогеологические закономерности и особенности месторождения отражают ранние исследования, выполненные в лаборатории гидрогеологии. Установлено, что вся палеозойская толща представляет собой единый гидрогеологический объект, составивший этаж глубинного массивного стока.

Термодинамические условия Трифоновского месторождения оценивались по эмпирическим зависимостям начального пластового давления (Р, Мпа) и начальной температуры (Т, ⁰С) от глубины измерения (Н, м) :

Р=0,011*Н-1,904

Т=0,014*Н+4,0

Напор пластовых вод приводился к единой плоскости сравнения, равной 1500 м.

Верхний гидродинамический этаж относится к гидрогеологической области карстовых вод Уфимского плато. В нее входят четвертичные и нижнепермские отложения.

Четвертичный водоносный комплекс представлен аллювиальными и элювиально-делювиальными отложениями.

Здесь распространены грунтовые воды, залегающие на глубине от 0,2-11,0 до 16 м. Дебиты родников не превышают 1, колодцев - 2-3 и скважин - 1-1,5 л/с.

Нижнепермский водоносный комплекс залегает в зонах активного и замедленного водообмена с земной поверхностью. Слагающие его известняки и доломиты относятся к карстующемуся и палеокарстовому подтипу геофильтрационной среды, развитому локально и фиксируемому поглощениями бурового раствора.

Основным водоносным горизонтом комплекса являются артинско-филипповские отложения, выходящие на поверхность. Трещино-карстовые и карстовые подземные воды в зависимости от рельефа залегают на глубине от 20 до 80 м. и более. Особенностью горизонта является неравномерное обводненность пород. Водообильные зоны с крупными карстовыми водотоками приурочены к логам, сухим долинам и поддолинным потоком рек. Дебиты родников и скважин изменяются от 0,1 до 700 и от 0,5 до 27 л/с при наиболее характерных значениях от 5 до 10 и от 1 до 2 л/с. В водообильных зонах дебиты скважин до 10 и более л/с. Дебиты колодцев не превышают 1 л/с.

Воды артинско-филипповских и четвертичных отложений преимущественно гидрокарбонатно-кальциевые с минерализацией до 1 г/л и жесткостью от 1,5 до 15, а чаще от 3 до 5 мг/экв. На глубине 80-120 м. и более минерализация вод возрастает, они становятся сероводородными сульфатно-кальциевого состава.

Пресные подземные воды хорошего качества пригодны для хозяйственно-питьевого водоснабжения.

Водовмещающие породы, залегающие в тульских, бобриковских и малиновских отложениях ниже абсолютных отметок минус 1402-1443, 1403-1472 и 1448,5-1490 м., представлены, в основном, поровыми коллекторами. Они обладают хорошими коллекторскими и фильтрационными свойствами и повышенной водообильностью. Коэффициенты продуктивности, изменяясь в широком диапазоне, чаще лежат в пределах от 15 до 42 м³/сут*Мпа. Около половины скважин характеризуются повышенными (более 30 м³/сут*Мпа) коэффициентами продуктивности. В комплексе зафиксировано наименьшее количество плотных элементов разреза. Статические уровни подземных вод яснополянских и малиновских отложений определены на абсолютных отметках минус 0,4-78 и 61-92 м. Пластовые давления этих отложений соответственно на 0,26-0,98 МПа меньше и на 0,34-0,58 МПа больше рассчитанных.

Поверхность пьезометрического поля сравнительно ровная. Углеводородная залежь здесь расположена на пересечении глубинного разлома с грабеннообразным прогибом, выполняющим роль тектонического экрана. Давление на ВНК тульской залежи равно 16,81 МПа.

Большинство углеводородных залежей нижне-средневизейского ГНВК находится в «спокойной» гидродинамической обстановке. Давление на ВНК малиновской равно 17,58 МПа.

В нижне-средневизейских отложениях существуют условия для межкомплексных перетоков подземных вод. Величины вертикальных гидродинамических положительных градиентов изменяются от 4*10^-1 до 1,8 м/10 м., отрицательных от 5*10^-1 до 2,2 м/10 м. Значения латеральных гидродинамических градиентов комплекса лежат в пределах от 3*10^-3 до 4*10^-1 м/10 м.

Пластовые воды нижне-средневизейского ГНВК представлены высокоминерализованными рассолами хлоркальциевого типа. Коэффициент метаморфизации вод изменяется от 0,7 до 0,79, коэффициент сльфатности от 0,02 до 0,32. Воды комплекса отличаются значительным дефицитом сульфатного насыщения. Полное насыщение сульфатами калия наблюдается в подземных водах карбонатных отложений тульского горизонта. Содержание йода изменяется от 10 до 16 мг/л, брома от 445 до 1050 мг/л, стронция от 352 до 500 мг/л, лития 7-11 мг/л. В подземных водах тульских отложений обнаружен бензол в количестве 0,006 мг/л.

Верхнедевонско-турнейский ГНВК охватывает мощную толщу карбонатных отложений от турнейских по саргаевские включительно. Он перекрыт аргиллитами малиновского надгоризонта и неяснослоистыми глинистыми турнейскими известняками. Толщина покрышки составляет 5-15 м.

Комплекс отличается большой литофациальной неоднородностью. Геофильтрационные среды представлены карстовым типом, эффективная часть - палеокарстовым и гранулярно-обломочным. Развитие гранулярно-обломочных и палеокарстовых геофильтрационных сред связана с продолжительным послетурнейским и кратковременным послефаменскими перерывами в осадконакоплении.

Водосодержащие породы турнейских и фаменских отложений залегают ниже абсолютных отметок минус 1491-1498, 1492-1506 м. Коллекторские и фильтрационные свойства пород весьма неоднородны. Скважины, вскрывающие фаменские отложения, обладают большей характерной продуктивностью, на ряду с высокой встречаемостью «сухих» объектов. При проходке девонских отложений скважинами отмечены различной интенсивности поглощения промывочной жидкости - от частичного до полного. В турнейских отложениях коэффициенты продуктивности скважин не превышают 7 м³/сут*МПа.

Статические уровни подземных вод турнейских и фаменских отложений установлены на абсолютных отметках минус 11,7 м. и от минус 67,8 до плюс 25,4 м. Начальное пластовое давление верхнедевонско-турнейских отложений совпадает с гидростатическим в 37% случаев. Кроме того в турнейских и франских отложениях пластовое давление может быть соответственно на 0,22-0,82 МПа меньше и на 0,26-1,23 МПа больше расчетных значений, а в фаменских отличается отличается от него как в большую, так и в меньшую стороны.

Пъезометрическая поверхность весьма неоднородна. Повсеместно фиксируется чередование пъезоаномалий разного знака, имеющих очаговый характер и в редких случаях образующих небольшие зоны. Высоты приведенных напоров пластовых вод турнейских отложений лежат в пределах от 276 до 351 м., фаменских от 226 до 388 м. и франских от 281 до 392 м.

По соотношению величин приведенных напоров отчетливо проявляется тенденция к восходящим перетокам подземных вод в отложения нижне-средневизейского ГНВК. Значения установленных положительно межкомплексных гидродинамических градиентов лежат в пределах от 2*10^-1 до 3 м/10 м. Высокие напорные градиенты и латеральные характерны для тектонически активных зон.

Залежи нефти приурочены большей частью к турнейским отложениям и лежат в зонах нормальных высот приведенных напоров.

Высокоминерализованные хлоркальциевые рассолы верхнедевонско-турнейского ГНВК почти полностью насыщены и до 50% перенасыщены ионами сульфата калия. Коэффициент метаморфизации подземных вод турнейских отложений изменяется от 0,68 до 0,8, девонских - не бывает меньше 0,72.

Воды являются промышленными йодо-бромными. Промышленные концентрации лития и стронция обнаружены в подземных водах турнейских и верхнефранских отложений. В подземных водах фаменских отложений содержание растворенного сероводорода достигает 239 мг/л.

Терригенные отложения средне-верхнедевонского ГНВК в объеме кыновского, пашийского и живетского горизонтов оказались в пределах месторождения практически безводными.

В заключение гидрогеологической характеристики необходимо отметить следующие особенности Трифоновского месторождения.

1. Исследуемый район обладает нормальным типом гидрохимического профиля. С глубиной наблюдается закономерное увеличение минерализации, плотности и смена гидрохимических типов вод.

2. Широкое развитие линейных зон интенсивной трещиноватости осадочных пород позволяет предполагать слоисто-блоковую структуру геофильтрационной неоднородности палеозойских отложений, определившую местный характер глубинного стока. Глубинные гидродинамические аномалии и связанные с ними залежи нефти имеют отчетливую связь с неотектоническими активными разломами. Энергетические и фильтрационные условия вертикального водообмена полностью определяют направление и интенсивность латерального стока.

3. Активная латеральная гидродинамическая связь блоков приводящая к нивелировке напоров, может осуществляться нижне-средневизейскими отложениями, которые отличаются повышенной водопроводимостью. Поэтому в этих отложениях прослеживаются только наиболее контрастные аномалии.

4. В тектонических экранированных блоках отмечается преимущественно восходящее движение подземных вод, способствующие вертикальной эмиграции углеводородов в гидродинамически активных зонах. В каширско-гжельском, верейском и, частично, окско-башкирском ГНВК углеводородные залежи расположены в зонах повышенных приведенных напоров подземных вод. Нижне-средневизейским и фоменско-турнейским залежам характерен более низкий энергетический потенциал (около 300 м.).

5. Зоны проявления палеокарста в окско-серпуховских и верхнедевонских отложениях рекомендуются, как перспективные для закачки сточных вод нефтяных промыслов.

6. Источником хозяйственно-питьевого водоснабжения нефтепромысловых объектов являются подземные воды четвертичных и артинско-филипповских отложений.

2.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов вмещающих пород и покрышек

Экспериментальные исследования коэффициента вытеснения проведены в лаборатории исследований пород и флюидов в соответствии с требованиями ОСТа 39-195-86 "Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях". Модель пласта комплектуется из 9-11 образцов диаметром 0,026 м, общая длина ее достигает 0,26 м. Порядок компоновки составной модели принимается таким, чтобы по направлению вытеснения каждый последующий образец имел меньшую проницаемость. При определении линейной скорости вытеснения учитывается соблюдение известных критериев подобия р₁ и р_2, расход воды поддерживается постоянным. Все опыты проведены на установке УИПК-1М. Закачка воды в модель пласта ведется до полного отсутствия нефти в извлекаемой жидкости и производится обычно в количестве 30-40 поровых объемов. Коэффициент вытеснения рассчитывается по данным замеров объема вытесненной нефти и величинам водонасыщенности образцов после опыта, измеряемым в аппаратах ЛП-4.

Смачиваемость (М) коллекторов определяли по методике согласно ОСТа 39-180-85 "Нефть. Метод определения смачиваемости углеводород-содержащих пород." Метод предусматривает определение в лабораторных условиях интегральной характеристики смачиваемости коллекторов. Образцы с полностью гидрофильной поверхностью характеризуются значениями показателя М=1, а с полностью гидрофобизованной поверхностью - М=0. В диапазоне крайних значений показателя М породы по смачиваемости поверхности ранжируются следующим образом: 0 - 0,2 - гидрофобные, 0,2 - 0,4 - преимущественно гидрофобные, 0,4 - 0,6 - промежуточной смачиваемости, 0,6 - 0,8 - преимущественно гидрофильные, 0,8 - 1 ,0 - гидрофильные.

Зависимости капиллярного давления от водонасыщенности получены методом центрифугирования согласно ОСТа 309-204-86 "Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления". На основании этих кривых рассчитаны относительные фазовые проницаемости нефти и воды по известным формулам Бурдайна.

Тульские отложения

Для 4 образцов тульских отложений показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.10 - 0.74 и в среднем равен 0.48 . Таким образом, продуктивные тульские отложения по смачиваемости относятся к классу промежуточной смачиваемости.

Коэффициент вытеснения для тульских отложений был определен методом приближенного лабораторного моделирования на составных моделях проницаемостью 0.424 мкм² для пласта Тл_2-а и 0.025 мкм² для пласта Тл_2-б. Ввиду отсутствия нефти Трифоновского месторождения была использована модель нефти Чернушинского месторождения с близкими физико-химическими свойствами. Вязкость использованной модели нефти была 5.37 мПа*с, температура проведения опыта 27° С. Коллекторские свойства моделей и характеристики вытеснения приведены в. Коэффициент вытеснения для пласта Тл_2-а составил 0.692, а для пласта Тл_2-б - 0.587 .

Кривые капиллярного давления и относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности получены для проницаемости 0.023 мкм².

Бобриковские отложения

Для 5 образцов бобриковских отложений показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.07-0.41 и в среднем равен 0.21. Таким образом, продуктивные бобриковские отложения по смачиваемости относятся к классу преимущественно гидрофобных.

Коэффициент вытеснения для пласта Бб был определен методом приближенного лабораторного моделирования на составной модели проницаемостью 0.459 мкм². Ввиду отсутствия нефти Трифоновского месторождения была использована модель нефти Чернушинского месторождения с близкими физико-химическими свойствами. Вязкость использованной модели нефти была 5.37 мПас, температура проведения опыта 29°С. Коэффициент вытеснения модели составил 0.654. Более низкие значения коэффициента вытеснения для бобриковских отложений по сравнению с Тл_2-а объясняются меньшей гидрофиль-ностыо бобриковских отложений и их меньшим значением параметра, эквивалентного среднему радиусу поровых каналов. Кривые капиллярного давления и относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности получены для проницаемости 0.501 и 0.597 мкм².

Малиновские отложения

Для 2 образцов малиновских отложений показатель смачиваемости М изменяется в диапазоне 0.13-0.51 и в среднем равен 0.32. Таким образом, продуктивные малиновские отложения по смачиваемости относятся к классу преимущественно гидрофобных.

...