1.4 Физико-гидродинамические характеристики
При сопоствалении проницаемости пород для газа (Кпр) и пористости (Кп), получено ”облачное” соотношение проницаемость-пористость (Кпр-Кп), что выражается в значительном изменении Кпр (на несколько порядков) при одном значении Кп.
Соотношение Кпр-Кп также рассмотрено раздельно для известняков и доломитов и по наличию или отсутствию каверн и трещин. По результатам исследования строения пустотного пространства установлено сложное и очень разнообразное строение пустотного пространства матрицы, представленное микрокавернами, кавернами сантиметровых размеров, порами, микротрещинами. Наиболее высокие дебиты скважин связывают с наличием трещин и расширений по ним, которые, практически, не представлены в образцах керна стандартного размера.
Сложное строение пустотного пространства матрицы, наличие трещин и расширений по ним, позволяют определять тип коллектора как смешанный (сложный) – преимущественно, каверново-поровый, реже трещинно-каверново-поровый, в соответствии со сложным строением матрицы и наличием зон с “нематричной” пустотностью. Для учета повышенной, по сравнению с проницаемостью матрицы, проницаемости объемов пород, где установлено наличие трещин, введено понятие “вторичной” проницаемости. К настоящему времени зон с преимущественно каверновым или трещинным типом коллектора не выделено.
В Технологической схеме 2000 г., c учетом результатов, проведенных к тому времени исследований, было принято, что поверхность нефтегазосодержащих пустот является гидрофобной. По образцам, исследованным после 2000г., смачиваемость изменяется от умеренно гидрофобной до умеренно гидрофильной при преобладании слабогидрофильных пород.
Кроме того, к настоящему времени по керну изучались следующие параметры, определяющие физико-гидродинамическую характеристику продуктивных пород:
Определены кривые капиллярного давления. Результаты исследований позволили уточнить зависимость Sво=f(Кп);
Оценены вид кривых относительной фазовой проницаемости (ОФП) для газа и конденсата и изменения в кривых ОФП с изменением Рэфф (при изменении межфазного натяжения). Определены насыщенности и эффективные проницаемости для газа и конденсата в критических точках;
Выполнены эксперименты по определению ОФП для воды и нефти в условиях нестационарной фильтрации при температуре 87 0С, при Рпл (55; 47,7 и 35,5 МПа) и давлении на образец 39 МПа, и эксперименты по определению эффективности вытеснения остаточной нефти при закачке газа сепарации в керн. Полученные по экспериментам результаты лишь частично решили поставленные задачи в силу высоких давлений и температуры (эксперименты для нефти и воды), “неясности” фазы газ- жидкость сформированных при давлениях до 47,7 МПа, выделения большого объема газа после очень небольшого уменьшения давления, делая практически невозможным достижение стабильного газонасыщения (эксперименты по закачке газа);
Определены методом нестационарной фильтрации в условиях окружающей среды, при использовании моделей флюидов ОФП для нефти и воды, для нефти и газа (по 12 экспериментов по керну из скважин 117, 126 и 162) и ОФП для нефти и воды при изменении насыщенности методом центрифугирования (10 экспериментов по керну из скважин 223 и 408). По результатам этих экспериментов получены комплекты кривых ОФП для нефти и воды, для нефти и газа, получены зависимости Кпрн(Sво)=f(Кпр), Кпр в(Sно)=f(Кпр), Кпрг(Sно)=f(Кпр),оценено среднее значение остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения нефти водой и нефти газом.
1.5 Запасы нефти, газа и конденсата
Последний Пересчёт запасов был выполнен по состоянию изученности месторождения на 02.01.2016 г. и утвержден ГКЗ РК (Протокол № 1870-17-У от 17.11.2017г.). В таблицах 1.8 и 1.9 приведены, утвержденные ГКЗ РК, геологические и извлекаемые начальные запасы газа, конденсата, нефти и растворенного в ней газа.
