Так средняя толщина пластов, представлены высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту «б1» до 3,8 м. по пласту «б3».

При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43-0,53. Средние значения пористости и нефтенасыщенности по пласту отличаются незначительно. Следует акцентрировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведённых данных видно: проницаемость пласта «г1» составляет 0,666 мкм2, а пласта «б» - 0,939 мкм2, при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм2.

Коллекторские свойства глинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем в вышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости, нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшей степени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенно отличаются по фильтрационным свойствам. В пределах высокоподуктивных коллекторов пласты с глиностью менее 2% в 2 раза выше пластов с глиностью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых.

Таким образом, проведённое геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт «г2» отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92 % площади.

Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту «в». Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.

Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки засов нефти по пласту поставить их в равные условия.

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефти и газа на Зай-Каратайской площади определялись как по глубинным (пластовым) пробам, так и по пробам, отобранным на поверхности. Отбор и анализ проб нефти на поверхности производились лабораторией подготовки нефти ТатНИПИнефть. Нефть горизонта Д1 Зай-Каратайской площади, как и всего Ромашкинского месторождения в целом, является сернистой (содержание серы 1,24%), высокосмолистой (содержание смол 33,8%) и парафинистой (парафинов 2,8%). Содержание кокса 5,01%, удельный вес нефти на поверхности составляет 0,862 г/см3.

При разгонке нефти были получены следующие фракции: бензин (темпетатура кипения до 2000С) - 26,9%, керосин (температура кипения до 200-300 0С) - 19,5%.Усадка пластовой нефти в среднем составляет 14,67%, газовый фактор – 58,27 м3/т.

На Зай-Каратайской площади были исследованы пластовые воды горизонтов Д0, Д1, Д2, Д3. Поскольку не наблюдается существенного различия в составе вод этих горизонтов, ниже в качестве типовых будут рассмотрены воды горизонта Д1.

Величина первой солености находится в пределах 64,34-67,66 %-эквивалентов, а второй в пределах 33,32-35,66 %-эквивалентов.

По химической характеристике пластовые воды относятся к Cl-Ca типу.

Удельный вес пластовых вод при температуре 200С изменяется от 1,01711 до 1,1934 г/см3. Общая минерализация на 100гр. воды колеблется от 729,06 до 823,11 мг/дм3, РН в большинстве проб воды находится в пределах 6,1-6,3.

Среди анионов доминирующими являются ионы хлора. Содержание ионов хлора в воде колеблется от 364,51 до 412,09 мг-экв/л. Карбонатов содержится от 0,1 до 0,05 мг-экв/л. Содержание сульфатов в основном незначительно 0,004-0,19 мг-экв/л.

Из щелочноземельных металлов преобладает ион кальция. Он содержится в количествах от 96,68 до 111 мг-экв/л.

Аммоний, определенный лишь по одной пробе (по скважине №13) содержится в количестве 229,90 мг-экв/л.

Содержание брома в водах горизонта Д1 значительное от 779,22 до 941,52 мг/л и может считаться промышленным.

Гидрохимические коэффициенты варьируют в следующих пределах:

Na/Cl-0.64-0.68

Ca/Mg-3.13-4.22

SO4*100/Cl-0.0014-0.0055

Cl-Na/Mg-4.08-5.30

Cl/Br-136.14-166.19

Пониженные величины 1,3 и 1,5 коэффициентов и повышенные 2 и 4 коэффициентов свидетельствует о значительной закрытости структуры и глубокой метаморфизации пластовых вод (табл.4.2.3).

Следует отметить, что для Зай-Каратайской площади характерна повышенная температура пласта – 38,420С, с чем связана несколько пониженная вязкость пластовой воды на Зай-Каратайской площади по сравнению с другими площадями Ромашкинского месторождения.

2.4 Природный режим залежи

Особенностью данной залежи является то, что свойства и характер распространения коллекторов в законтурной области, принципиально не отличаются от таковых в пределах залежи нефти. Связь с законтурной областью достаточно хорошая на участках развития коллекторов 1 группы. Но так как объект разработки многопластовый и пласты прерывисты, то связь с законтурной областью может и отсутствовать. Поэтому на основе наблюдений за весь предыдущий период разработки режим залежи характеризуется как упруговодонапорный. После ввода площади в разработку и начала внутриконтурного заводнения, режим залежи сменился на режим вытеснения нефти водой. Однако из-за сложного строения объекта на площади имеются отдельные линзы, не охваченные процессом вытеснения (отсутствие нагнетательных скважин на эти линзы), режим по которым можно считать упругим (изолированные линзы) и упруговодонапорным (при распространении коллекторов в законтурную область). Но доля таких линз незначительна, поэтому режим залежи в целом это режим вытеснения нефти закачиваемой водой.

2.5 Запасы нефти

Первый подсчет запасов нефти по Зай-Каратайской площади был проведен в 1962 году, в соответствии с которым балансовые запасы составили 141677 тыс.т., извлекаемые – 69423 тыс.т. Далее запасы пересчитывались в 1976 году, 1986году и в 1995 году. По состоянию на 1.01.1996 год они составили 69957,4 тыс.т. Произошло увеличение извлекаемых запасов за счет возрастания степени разбуренности площади и уточнения границ распространения коллекторов.

Запасы нефти, находящиеся на балансе ВГФ на 1.01.2002 равны 140139 тыс.т. балансовых и 64759 тыс.т. извлекаемых. Все запасы отнесены к категории А.

Распределение извлекаемых запасов нефти по пластам очень неравномерно. Наибольшая доля запасов, соответственно 28%, 24 %, 15,4%, приходится на пласты Д1г2, Д1в, Д1б3, а наименьшая на пласты Д1д, Д1б1, Д1а (соответственно 2,0%, 4,3%, 5,4%). Пласты Д1б2 и Д1г1 по доле начальных извлекаемых запасов занимают промежуточное положение и на них приходится 8,9% и 12%.

Распределение запасов нефти по группам коллекторов Зай-Каратайской площади также неравномерно. Преобладающая часть запасов приходится на высокопродуктивные неглинистые коллекторы (79,85) и лишь незначительная часть (соответственно 13,0% и 7,2%) – на высокопродуктивные глинистые и малопродуктивные коллекторы.