1 Общие сведения о месторождении
Величаевско - Колодезное газонефтяное месторождение находится в западной части Прикаспийской низменности на левом берегу реки Кумы. В административном отношении месторождение расположено на территории Нефтекумского района, Ставропольского края, Российской Федерации.
Районный центр г. Нефтекумск - находится в 30 км к юго - западу от месторождения. Ближайшим разрабатываемым месторождением является
Зимне - Ставкинско – Правобережное (рисунок 1.1).
Рисунок 1.1 – Обзорная карта района работ
Нефть транспортируется по трубопроводу до станции Буденновск и далее железнодорожным транспортом. Нефтекумский район обеспечен стабильной подачей электроэнергии. Полезных ископаемых (в том числе и строительных материалов), кроме нефти и газа, в районе нет.
Рельеф района представляет собой полупустынную равнину, абсолютные отметки составляют 30 - 40 м над уровнем моря. Растительный покров представлен степными травами, почти полностью выгорающими в летний период. Климат района континентальный умеренно сухой, характеризующийся знойным сухим летом и относительно холодной зимой.
Водоснабжение осуществляется из напорных артезианских скважин, дренирующих отложения акчагыла и апшерона. Для хозяйственных целей используются воды Терско - Кумского канала. Грунтовые воды для питья не пригодны вследствие их высокой минерализации.
В 15 км юго - западнее месторождения протекает степная река Кума, являющаяся единственной водной артерией района. Среднегодовое количество осадков не превышает 383 - 389 мм, большая часть их выпадает в весенне - летний период в виде дождей. Район месторождения характеризуется постоянными ветрами, в основном, восточного направления [33].
2 Геолого-физическая характеристика месторождения
2.1 Геологическое строение месторождения и залежей
Величаевско-Колодезное месторождение расположено к востоку от г. Ставрополя, открыто в 1957 г. Месторождение приурочено к куполовидной структуре округлой формы кавказского простирания, размером 7,5 х 6 км; амплитуда поднятия 42 м. Углы падения пластов на крыльях не превышают 2° 30'.
В строении месторождения участвуют мезо- и кайнозойские отложения общей мощностью 3520 м (мощность неогеновых и палеогеновых отложений 2315 м, верхнемеловых 210 м, нижнемеловых 615 м и среднеюрских 380 м; последние залегают на палеозойском фундаменте). Месторождение многопластовое, в его разрезе выявлены шесть промышленных залежей нефти; в пласте IV средней юры, в пластах X, IX и VIII3 нижнего мела и в верхнем мелу (пласт I).
Продуктивные пласты в средней юре и нижнем мелу представлены плотными песчаниками. Их эффективная пористость изменяется от 3,3 до 33,2%, средняя около 22%; проницаемость также изменяется в больших пределах - от 0,001 до 0,900 мкм2 , средняя около 0,250 - 0,300 мкм2. Начальные дебиты нефти в скважинах составляли 120 - 200 т/сутки.
Верхнемеловая нефтяная залежь приурочена к трещиноватым карбонатным породам и невелика по своим размерам и продуктивности [26].
Рисунок 2.1 - Структурная карта Величаевского месторождения, где:
1 – изогипсы кровли пласта VIII нижнего мела; 2 - внутренний контур нефтеносности; 3 - внешний контур нефтеносности; 4 – скважины
Рисунок 2.2 - Профильный разрез по линии В - Г Величаевского месторождения, где: 1 - нефть; 2 - вода.
Стратиграфический диапазон нефтеносности на Величаевско -Колодезном месторождении охватывает осадочные отложения от нижнего мела до нижнего триаса (нефтекумская свита).
Продуктивные пласты и связанные с ними залежи нефти по всем нефтеносным полям месторождения, индексы и типы коллекторов продуктивных пластов приведены в таблице 2.1.
Т а б л и ц а 2.1 - Типы коллекторов продуктивных пластов
Стратиграфическое положение Литотип коллектора Тип
коллектора Индекс
пласта
Нижний мел Песчаники, алквролиты Поровый К1 I
Нижний мел Песчаники, алевролиты Поровый К1 IV2а
Нижний мел Песчаники, алевролиты Поровый К1IV2б
Нижний мел Песчаники, алевролиты Поровый К1IV3
Нижний мел Песчаники, реже алевролиты Поровый К1V2
Нижний мел Песчаники, алевролиты Поровый К1V3
Нижний мел Песчаники, алевролиты Поровый К1 VI1а
Нижний мел Песчаники, алевролиты Поровый К1VI1
Нижний мел Песчаники, алевролиты Поровый К1 VI2
Нижний мел Песчаники, алевролиты Поровый К1VIII1+2
Нижний мел Песчаники, алевролиты Поровый К1 VIII 3+4
Нижний мел Песчаники, алевролиты Поровый К1 IX
Нижний мел Песчаники, алевролиты Поровый К1 X
Нижняя юра Песчаники, гравелиты Поровый J1VII1
Нижняя юра Песчаники, гравелиты Поровый J1VII2
Нефтекумская свита Известняки, доломиты Карбонатный
Каверно
-трещинный
Т1nf
Месторождение Величаевско-Колодезное, как и многие другие Ставропольские месторождения, находится в завершающей стадии разработки и практически полностью разбурено эксплуатационной сеткой скважин, в соответствии с проектом разработки, фонд пробуренных скважин – 466.
Текущее состояние фонда скважин приведено в таблице 2.2.
Т а б л и ц а 2.2 – Текущее состояние фонда скважин
Всего пробурено скважин Находятся в эксплуатации Количество ликвидированных скважин Переведены
в нагнетательные Переведены
в контрольные В бездействии
и консервации
По техническим
причинам По геологическим причинам
1 2 3 4 5 6 7
Поле Величаевское
Разведочные скважины
60 6 22 24 2 1 5
Эксплуатационные скважины
186 58 13 38 18 6 53
Разведочные + эксплуатационные скважины
246 64 35 62 20 7 58
Поле Колодезное
Разведочные скважины
45 15 8 13 3 2 4
Эксплуатационные скважины
175 38 24 43 24 4 42
Разведочные + эксплуатационные скважины
220 53 32 56 27 6 46
Геофизические работы на месторождении проводились разными подрядчиками. Первые геофизические исследования, включающие стандартный каротаж, БКЗ, микрокаротаж, кавернометрию, ГК - НГК выполняла Грозненская промыслово-геофизическая контора треста «Грознефтегеофизика», затем с 1970 года это месторождение обслуживал трест «Ставропольнефтегеофизика» и к комплексу ГИС добавился индукционный и боковой каротаж. С 1975 года, по мере появления новых методов и соответственно новой аппаратуры, Нефтекумская промыслово-геофизическая контора (трест «Ставропольнефтегеофизика») начала исследовать скважины, делая стандартный каротаж, БКЗ, МКЗ, БК, МБК, ИК, каверномер-профилемер, АК, ГК-НГК. Начиная с 1981 года добавились временные исследования, газовый каротаж, испытания пластов, а в 1982 году выборочно проводили ГГК (плотностной каротаж) и ННК.
В скважинах месторождения Величаевско - Колодезное проведен комплекс ГИС, включающий следующие методы:
- стандартный каротаж (СК);
- боковое каротажное зондирование (БКЗ);
- резистивиметрия;
- боковой каротаж (БК);
- боковой микрокаротаж (БМК);
- индукционный каротаж (ИК);
- микрозондирование (МКЗ);
- радиоактивный каротаж (ГК и НГК, редко ННК, ГГК);
- акустический каротаж (АК);
- кавернометрия и профилеметрия (КВ, ПР);
- инклинометрия;
- ОЦК электротермометром;
- АКЦ;
- геохимические исследования.
Результаты геофизической интерпретации каротажных материалов были использованы для количественной оценки коллекторских свойств продуктивных пластов и оценки их нефтенасыщенности.
По аналогии с соседними месторождениями геофизический материал, полученный на этапе разведки (до 1966 года) выполнялся в масштабе глубин
1:500, при минимальном комплексе исследований. Начиная с 1968 года в продуктивном разрезе исследования БКЗ, МКЗ, ГК и НГК, кавернометрия выполнялись уже в масштабе глубин 1:200. После 1971 года в комплекс ГИС введены новые виды: АК, БК, БМК, ИК, что существенно расширило объем исследований и повысило достоверность интерпретации геолого-геофизических материалов.
На рисунке 2.3 приведена схематическая иллюстрация изученности методами ГИС обработанных в рамках данной работы скважин.
Рисунок 2.3 – Иллюстрация изученности методами ГИС месторождения Величаевско – Колодезное
А так же в процессе разведки и последующей разработки
Величаевско - Колодезного месторождения проводились следующие виды исследований:
- снятие индикаторных кривых и кривых восстановления давления;
- определение коэффициентов продуктивности на рабочих режимах работы скважин;
- термометрические исследования;
- исследование профилей притока и приемистости скважин;
- гидропрослушивание скважин.
Залежь нефти К1 I пласта Величаевского поля.
Имеется 29 исследований по 3 скважинам со снятием индикаторных кривых и кривых восстановления давления. По результатам обработки проницаемость пласта получилась равной – 0,137 мкм2, гидропроводность - 45·10-11 м3/Па·с и пьезопроводность – 2500 см2/с.
Залежи нефти К1 IV пласта Колодезного поля.
Имеется 14 исследований по 5 скважинам со снятием индикаторных кривых и кривых восстановления давления. По результатам обработки
проницаемость пласта получилась равной – 0,252 мкм2, гидропроводность - 10·10-11 м3/Па·с и пьезопроводность – 7500 см2/с.
Залежи нефти К1 V пласта Колодезного поля.
Имеется 2 исследований по 2 скважинам со снятием индикаторных кривых и кривых восстановления давления. По результатам обработки проницаемость пласта получилась равной – 0,157 мкм2, гидропроводность - 11·10-11 м3/Па·с и пьезопроводность – 1200 см2/с.
Залежи нефти К1 VI пласта Колодезного поля.
Имеется 1 исследование по 1 скважине. По результатам обработки проницаемость пласта получилась равной – 0,260 мкм2, гидропроводность - 650·10-11 м3/Па·с и пьезопроводность – 3100 см2/с.
Залежь нефти К1 VIII1+2 пласта Величаевского поля.
Имеется всего 1 исследование по 1 скважине. По результатам обработки проницаемость пласта получилась равной 0,15 мкм2, гидропроводность –
2,2·10-11 м3/Па·с и пьезопроводность – 8000 см2/с.
Залежь нефти К1 VIII1+2 пласта Колодезного поля.
По залежам новых исследований не проводилось и поэтом принимаем ранее утвержденные значения фильтрационных параметров: проницаемость пласта 0,08 мкм2, гидропроводность - 95·10-11 м3/Па·с и пьезопроводность –
3000 см2/с.
Залежь нефти К1 VIII2-4 пласта Величаевского поля.
По этой залежи имеется 8 исследований по 2 скважинам. По результатам обработки имеющихся материалов исследования скважин фильтрационные параметры VIII2-4 пласта приняты равными: проницаемость – 0,222 мкм2, гидропроводность - 46·10-11 м3/Па·с и пьезопроводность – 9000 см2/с. Средняя продуктивность изменяется от 3,7 до 13,1 и в среднем равна 9 м3/сут·МПа.
Залежь нефти К1 VIII2-4 пласта Колодезного поля.
По этой залежи имеется 1 исследование по 1 скважине. По результатам обработки материалов исследования скважины фильтрационные параметры VIII2-4 пласта приняты равными: проницаемость – 0,177 мкм2,
гидропроводность – 5·10-11 м3/Па·с и пьезопроводность – 12500 см2/с. Средняя продуктивность изменяется от 0,9 до 6,1 и в среднем равна 3,1 м3/сут·МПа.
Залежь нефти К1 IX пласта Величаевского поля.
По IX пласта нижнего мела новых исследований не проводилось и поэтом принимаем ранее утвержденные значения фильтрационных параметров: проницаемость пласта 0,240 мкм2, гидропроводность – 150·10-11 м3/Па·с и пьезопроводность – 6000 см2/с.
Залежь нефти К1 IX пласта Колодезного поля.
По IX пласта нижнего мела новых исследований не проводилось и поэтом принимаем ранее утвержденные значения фильтрационных параметров: проницаемость пласта 0,11 мкм2, гидропроводность – 90·10-11 м3/Па·с и пьезопроводность – 4500 см2/с.
Залежь нефти J1 VII1+2 пласта Величаевского поля.
По юрскому пласта новых исследований не проводилось и поэтом принимаем ранее утвержденные значения фильтрационных параметров: проницаемость пласта 0,016 мкм2, гидропроводность – 11·10-11 м3/Па·с и пьезопроводность – 600 см2/с.
Залежи нефти J1 VII2 пласта Колодезного поля.
По юрскому пласта новых исследований не проводилось и поэтом принимаем ранее утвержденные значения фильтрационных параметров: проницаемость пласта 0,016 мкм2, гидропроводность – 11·10-11 м3/Па·с и пьезопроводность – 600 см2/с.
Залежь нефти Т1 nf пласта Величаевского поля.
По залежи нижнего триаса новых исследований не проводилось и поэтом принимаем ранее утвержденные значения фильтрационных параметров: проницаемость пласта 0,10 мкм2, гидропроводность – 22·10-11 м3/Па·с и пьезопроводность – 800 см2/с.
В пределах месторождения Величаевско-Колодезное промышленная нефтегазоносность нижнего мела установлена в I, IV-VI, VIII-X пластах, юры – VII пласт. Нефтеносность IV-VI пластов нижнего мела на территории Восточного Ставрополья известна лишь на Колодезной площади Величаевско-Колодезного месторождения и несколько отличается по своим коллекторским свойствам от выше лежащего пласта K1I и нижележащих пластов – K1VIII-X.
2.2 Гидрогеологические условия месторождения
В процессе поисково-разведочных работ на Величаевско - Колодезном месторождении получены сведения о гидрогеологии отложений от апшеронских до палеозойских отложений включительно. Специальные гидрогеологические исследования неогеновых пород проводились в связи с поисками питьевых и технических вод. Гидрогеология неогеновых пород изучалась в связи с поисками питьевых и технических вод. В палеогеновых отложениях, не содержащих коллекторов значительного площадного распространения, пока не выявлены объекты для специального нефтепоискового бурения, а потому по ним отсутствует гидрогеологические данные. Небольшое их количество приурочено к нижнемеловым нефтеносным отложениям и значительно меньше - к породам юры и триаса.
Отбор проб пластовых вод для химического анализа производился при опробовании скважин в процессе бурения испытателем пластов, после спуска в них эксплуатационных колонн в процессе эксплуатации и при обводнении нефтяных скважин. Притоки пластовой воды получены при испытании скважин в 437 интервалах, вскрывших породы перечисленного возраста. Надежные гидростатические данные при этом составляют около
6 % от общего количества химических анализов вод, что явно недостаточно для полной гидрогеологической оценки даже продуктивной части разреза отложений. Сведения эти использованы для вычисления средних значений основных гидрогеологических показателей, включенных в таблицу 2.3 и использованных для обобщенной характеристики подземных вод месторождения. При анализе проб пластовых вод определялись: плотность, общая минерализация, анионно-катионный состав.
Водоносные горизонты месторождения залегают в широком диапазоне глубин от первых сотен метров до 4500 м.
Большинство продуктивных водоносных горизонтов сложены песчаными породами (песчаники, алевролиты) и только продуктивные пласты верхнего мела (маастрихтский ярус) и нижнего триаса (нефтекумская свита) представлены карбонатными кавернозно-трещиноватыми породами (известняки елоподобные, известняки и доломиты разнокристаллические). Водоносные горизонты и комплексы переслаиваются с глинистыми водоупорными породами, распространенными, преимущественно, повсеместно, таким образом, являются самостоятельными гидродинамическими системами.
Из всех продуктивных горизонтов только верхнемеловой (маастрихтский) хорошо выдержан литологически, по толщине и динамическим (коллекторским) свойствам. Для остальных горизонтов характерны: литологическая неоднородность (по площади), широкое развитие зон замещения коллекторов очень слабопроницаемыми породами. Поэтому, в целом, большинство водоносных горизонтов характеризуется пониженными фильтрационными свойствами. Касаясь условий формирования подземных вод палеоген-мезозойских отложений, следует отметить их, преимущественно, седиментационный генезис.
Т а б л и ц а 2.3 - Средние геологические показатели отложений Величаевско-Колодезного месторождения
Возраст пород Минерализация вод, г/л Сульфаты,
% экв. Тип вод
mkp 2,80 2,48 Гидрокарбонатно натриевые NaCO3
K2 70,98 0,38 Na-Cl
K1 I 102,65 0,01 Na-Cl
K1 IV 91,44 0,01 Na-Cl
K1 V 95,90 0,01 Na-Cl
K1 VI 94,09 0,01 Na-Cl
K1 VIII 105-132,
среднее 115
0,03 Na-Cl
K1 IX 0,05 Na-Cl
K1 X 0,04 Na-Cl
J1 92,69 0,08 Na-Cl
Тnf 50,0 0,28 Na-Cl
Характерной чертой Восточно - Предкавказского артезианского бассейна является территориальное совпадение его областей питания и циркуляции подземных вод, и расположение области разгрузки по всему контуру бассейна. Водоносные горизонты и комплексы палеоген - мезозойских отложений получают питание за счет отжима седиментационных вод из выше- и нижележащих глинистых отложений при уплотнении их под давлением вышележащей толщи. Эти воды, после перехода в коллекторские пласты, движутся в стороны пониженных пьезометрических напоров в северном, северо-восточном направлении.
В таблице 2.3 приведены действительные, а не приведенные значения пьезометрических уровней подземных вод мезозоя. Последние из них полезны лишь для региональной оценки направления возможного движения подземных вод, а действительные пьезометрические уровни необходимы при решении нефтепромысловых задач. Нет точных данных о пластовых давлениях вод неогеновых отложений. Известно лишь, что их напоры несколько превышают глубины вскрытия соответствующих водоносных горизонтов, за счет чего воды из скважин продолжительно самоизливают с дебитами до 500 м3/сут. Естественные напоры вод нижнемеловых пластов IV, V, VI, на 20 - 30 м меньше глубин их вскрытия, а потому не наблюдается самоизлив из скважин, пробуренных в непродуктивной части площади. Также характерезуется водоносный горизонт J1 пьезометрический уровень вод которого расположен на 18 - 19 м ниже поверхности земли. Режим залежей перечисленных пластов – водонапорный.
Пьезометрические уровни вод VIII, IX, X нижнемеловых пластов расположены на 8 - 11 м выше устьев скважин. Малый избыточный напор и в целом недостаточно высокая проницаемость пород обуславливает кратковременность самоизлива из скважин в начальный период отбора из пластов. Режим работы залежей также водонапорный, при медленном восстановлении естественных пластовых давлений вследствии ухудшенной проницаемости коллекторов. Наиболее высокие напоры, с пьезометрическими уровнями на 220 - 250 м выше поверхности земли, наблюдаются у вод нижнетриасовых пород. Их характер площадного распространения и гидростатические условия свидетельствуют о наличии здесь упругих сил, определяющих режим выявленных и возможных нефтяных залежей.
Физико - химические свойства подземных вод, практически, идентичны по всему Величаевско - Колодезному месторождению.
Воды неогеновых отложений минерализованы преимущественно до
2,8 г/л и относительно обогащены сульфатами, количественно снижающимися сверху вниз от 5,8 до 0,2 %. Относятся они к типу гидрокарбонатно - натриевых, и бедны микрокомпонентами. Пьезометрические уровни вод обеспечивают их длительный перелив в специально пробуренных мелких скважинах с дебитами до 500 м3/сут.
Воды различных горизонтов мезозоя имеют близкие характеристики. Все они высокоминерализованы, практически безсульфатны, относятся к типу натриево-хлоридных, обогащены микрокомпонетами с пьезометрическими уровнями, преимущественно вблизи поверхности земли. По признаку минерализации в водах мезозоя можно выделить две группы. К первой из них относятся воды нижнего мела, обогащенные растворенными соединениями по усредненным данным в пределах 79 - 109 г/л, а по второй - воды триаса со средней минерализацией в пределах 46 - 55 г/л, сжимающейся с возрастом вмещающих пород. Воды верхнего мела и средней юры по минерализации можно считать переходными между водами нижнего мела, с одной стороны и, соответственно, неогена и триаса с другой стороны.
Снижение минерализации практически застойных подземных вод с возрастом вмещающих пород считается явлением слабо распространенным для осадочных толщ значительной мощности.
Отмеченное выше снижение минерализации вод от нижнего мела до юры и триаса объясняется не древними инфильтрационными процессами, а геостатическим уплотнением соответствующих пород до состояния замены в их поровом пространстве высоко минерализованной гравитационной воды на воду, ранее находившуюся в связанном состоянии.
Последние анализы пластовых вод площади Величаевской были проведены в 2000 г. в скважинах № 3 (IX K1), 16 (I K1), 72 (I K1), 103
(VIII1-2 K1), 229 (VII J1) и 244 (VIII1-2 K1) Величаевских.
Полезные микрокомпоненты йод, бром, бор, содержатся в попутных водах всех продуктивных горизонтов. Подземные воды считаются промышленными на йод при содержании его не менее 18 мг/л для раздельного извлечения и 10 мг/л для совместного с бромом и бором. Промышленными на этот микрокомпонент для раздельного извлечения могут принимать воды только верхнего мела, для совместного - воды I, V, VI, VIII, IX, X нижнемеловых пластов и коллекторов нижняя юры. Извлечение йода из подземных вод остальных горизонтов разреза не рентабельно.
Кондиции на растворенный бром установлены в количестве 250, 200 и
150 мг/л, соответственно при раздельном, совместном с йодом и совместном с бором извлечении. Для раздельного его получения могут быть использованы воды IX нижнемелового пласта и VII нижнеюрского пласта. Добыча брома совместно с йодом может осуществляться из вод VIII, X, XI нижнемеловых пластов и VII нижнеюрского пласта, а совместно с бором - из вод I, II, III, IV, V, VI нижнемеловых пластов и коллекторов нижнего триаса.
Промышленными на бор считаются воды, содержащие его окись в количестве 500 мг/л для получения буры и 200 мг/л для изготовления микроудобрений. В разрезе отложений нет подземных вод, пригодных для рентабельной переработки на буру, но бор для сельского хозяйства может извлекаться из вод верхнего мела, пластов I, II, III, IV, V, VI, VIII, IX нижнего мела.
Допустимые нормы содержания вредных примесей, осложняющих извлечение полезных микрокомпонентов составляют: щелочность 10 мг-экв/л, аммония 80 мг/л, нафтеновая кислота 600 мг/л.
Щелочность вод продуктивных горизонтов составляет mkp2 -
15 мг-экв/л, K2I - 33мг-экв/л, K1VIII-XI 11 - 24 среднее 12,5 мг-экв/л, J1-3, T1nf - 19,5 мг-экв/л. Содержание аммония в водах верхнемеловых отложений 56,4 мг/л, в водах нижнемеловых отложений 62,5 - 93 среднее 82,6 мг/л, в водах юрских отложений 70 – 93 мг/л среднее 79 мг/л.
Таким образом, по содержанию полезных микрокомпонентов и вредных примесей попутные воды Величаевско - Колодезного месторождения могут рассматриваться в качестве потенциального источника извлечения J, Br, B2O3. При планировании производства по извлечению указанных компонентов следует учитывать следующие положения:
- добыча почти всех попутных вод будет производиться механизированным способом при динамических уровнях на глубинах от нескольких десятков до первых сотен метров ниже устья скважин;
- попутные вод, получаемые при добыче нефти, или воды, добываемые специально, целесообразно перерабатывать не раздельно по отдельным горизонтам, а в виде единой смеси, что может обеспечить повышение концентрации полезных компонентов и некоторое снижение концентрации вредных примесей;
- поскольку содержание микрокомпонентов в водах большинства горизонтов недостаточно для извлечения только одного компонента, рационально извлекать из вод совместно несколько компонентов;
- в качестве подготовительного этапа при переработке вод, необходима выдержка их в открытом водоеме для снижения щелочности. При этом растворенный гидрокарбонат кальция частично переходит в нерастворимый осадок в виде карбоната кальция.
Специальные опытные отборы подземных вод на месторождении не проводились и поэтому не изучена степень стабильности во времени их химического состава, дебитов скважин и величины пластовых давлений.
2.3 Свойства и состав пластовых флюидов
Всего по Величаевско-Колодезному месторождению выполнено
90 анализов глубинных проб нефти, 76 анализов поверхностных проб нефти и
125 анализов растворенного в нефти газа.
Промышленно-нефтеносными на месторождении являются VIII, IX и IV горизонты нижнемеловых отложений. Основным промышленным объектом является IX горизонт. Литологически горизонты VIII и IX представлены в основном песчаниками с подчиненными по мощности прослоями алевролитов и глин. Открытая пористость коллекторов IX горизонта колеблется от 3,3 до 28,8%, проницаемость в основном изменяется от 0,1 до 0,5 мкм2
Нефти нижнемелового IV пласта изучены по IV2а пропластку. По своему составу нефти высокопарафиновые (21,69%), малосернистые (0,128%), малосмолистые (4,17%). Плотность нефти в стандартных условиях 0,8189 г/см3. Выход светлых фракций при температуре 300оС равен 50%. По результатам анализа глубинных проб, плотность пластовой нефти 0,699 г/см3. Давление насыщения равно 10,1 МПа, объемный коэффициент - 1,33, газосодержание -104,6 м3/т. Нефтяной газ жирный, этан - пропанового типа, с содержанием метана 47,85%.
Нефти нижнемелового VIII - ого пласта изучены по 38 глубинным, 20 поверхностным пробам нефти и 60 пробам растворенного в нефти газа, отобранным из залежей VIII2 пласта Коледезной площади, VIII1 и VIII2 пластов Величаевской площади и VIII3+4 пласта Величаевско - Колодезной площади. Для нефтей этих залежей обнаружены различия в их свойствах, что видно при сравнении основных параметров. В целом эти нефти высокопарафиновые (23,45, 21,11, 20,66 и 22,54%), малосернистые
(0,109, 0,113, 0,132 и 0,13%), малосмолистые (2,89, 3,92, 3,43 и 3,59%). Плотность нефтей в стандартных условиях 0,8194, 0,8192, 0,819 и 0,8207 г/см3. Выход светлых фракций при температуре 300оС равен 50, 52, 52 и 51%.
