Основным объектом разработки Гремихинского месторождения является залежь нефти пласта А4 башкирского яруса среднего карбона, который залегает на глубине около 1200 м. Этот объект представлен залежью массивного типа с подошвенными водами крупного водонапорного бассейна.
Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке с широкой и пологой северо-западной и несколько суженой юго-восточной переклиналями.
Литологически породы пласта А4 представлены неравномерным переслаиванием светло-серых органогенно-обломочных, плотных трещиноватых и пористых известняков с незначительным содержанием каверн. Цементом пород служит кальций, составляющий 5—7% от их общего объема. Местами по напластованию степень цементации, усиливаясь до базальтовой, приводит к полному замещению коллекторов на плотные непроницаемые породы.
Одной из характерных особенностей Гремихинского месторождения является исключительно сильно развитое многослойное чередование проницаемых коллекторских карбонатных пород с плотными неколлекторскими слоями.
По своим фильтрационно-емкостным свойствам этот пласт подразделяется на три части: верхнюю, среднюю и нижнюю.
Верхняя пачка объекта представлена переслаиванием сравнительно тонких (0,5–2,0 м), относительно хорошо выдержанных по площади низкопроницаемых пластов-коллекторов и пластов-неколлекторов (плотных известняков) толщиной 1,0–3,0 м. Общая толщина верхней части 15,0–18,0 м. Количество пластов-коллекторов здесь меняется по площади от 0,5 до 7, составляя общую нефтенасыщенную толщину около 6,7 м. Средние значения пористости и проницаемости коллекторов соответственно равны 18% и 0,062 мкм2. Нефть этой части характеризуется высокой плотностью (0,92 г/см3), очень малой газонасыщенностью (менее 2,0 м3/т) и высокой вязкостью (до 200 мПа×с в пластовых условиях). Запасы нефти верхней части объекта составляют около 28% от общих. Отделена верхняя часть объекта от средней части плотными непроницаемыми карбонатными породами толщиной от 2,0 до 3,3 м.
Средняя и нижняя части пласта А4 также представлены переслаиванием пластов-коллекторов, но сравнительно большей толщины (от 0,6 до 7,6 м). Количество продуктивных пластов в разрезе равно 6 в средней части и 4 – в нижней: общая их толщина около 22,0 м, а нефтенасыщенная – 18,2 м. Разделяющий плотный слой между средней и нижней частями имеет толщину от 1,1 до 3,6 м.
Отличительной особенностью средней и нижней частей объекта является зональная прерывистость плотных слоев, что определяет, с одной стороны, гидродинамическое единство системы коллекторов, а с другой – сложный характер их сообщности.
Средние значения пористости и проницаемости коллекторов этих частей пласта А4 сравнительно высокие и соответственно равны 22% и 0,083–0,149 мкм2. Наиболее проницаемыми и сравнительно высокопористыми коллекторами являются породы нижнего объекта. Они сложены раковинными песчаниками с очень слабым развитием цементов.
Ухудшение поровой составляющей коллекторов матрицы пласта А4 обусловлено развитием постдиагенного кальцита, что особенно ярко проявилось в коллекторах верхней части объекта. Вместе с тем в них же наиболее интенсивно проявилась трещиноватость, выраженная развитием горизонтально, вертикально и наклонно направленных трещин, которые осложняют строение гранулярных коллекторов и одновременно изменяют их фильтрационно-емкостные характеристики. Замеренная по кернам густота трещин меняется от 0,15 до 0,71 1/см, плотность их 0,9–8,4 1/см2, ширина от 0,02 до 2–3 мм. Трещины в разной степени кальцинированы, нередко частично или полностью заполнены нефтью.
С трещиноватостью связано и образование кавернозности; размеры каверн достигают 2–3 см.
Трещины служат проводящими и соединительными путями гидродинамического взаимодействия разобщенных поровых коллекторов, особенно в верхней части пласта А4.
Нижняя поверхность кондиционно-нефтенасыщенного разреза имеет весьма сложный рельеф, контактируя либо с подошвенной водой (контактные зоны), либо с плотными прослоями, отделяющими нефтенасыщенную часть от водонасыщенной (неконтактные зоны).
Таким образом, поверхность водонефтяного контакта (ВНК) представлена контактными окнами нефть-вода и неконтактными зонами, имеющими разделяющий плотный пласт. Запасы средней и нижней частей разреза объекта примерно одинаковы.
Начальное пластовое давление, приведенное к отметке ВНК (1000 м) – 12,5 МПа, пластовая температура +28 °С.
Плотность нефти в поверхностных условиях изменяется от 0,912 до 0,924 г/см3, составляя в среднем 0,917 г/см3. Содержание парафина в нефти изменяется от следов до 6,7% по весу; количество силикагелевых смол – от 9 до 17%.
Растворенный в нефти газ в основном состоит из азота (61% по объему); содержание сероводорода – 0,27% (по объему), гелия – до 0,1–0,15%, СО2 – 1,31%, Н2 – 0,026%.
Обобщенная геолого-физические характеристики продуктивных пластов Гремихинского месторождения приведены в таблице.
Таблица Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Гремихинского месторождения
Параметры | Объекты | ||
верей | башкир. | яснопол. | |
Средняя глубина залегания, м | |||
Тип залежи | пласт. | массив. | пласт. |
Тип коллектора | карб. | карб. | терриг. |
Средняя общая толщина, м | |||
Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 20,5 | 5,8 | |
Пористость, % | 19,8 | 18,7 | 21,4 |
Проницаемость, мкм2 | 0,162 | 0,619 | 0,526 |
Коэффициент расчлененности, доли ед. | 12,6 | ||
Начальная пластовая температура, °С | |||
Начальное пластовое давление, МПа | 10,9 | 11,5 | 14,5 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с | 149,6 | 113,2 | |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0,921 | 0,986 | 0,911 |
Абсолютная отметка ВНК, м | -1944 | -1000 | -2448 |
Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1,04 | 1,019 | 1,098 |
Содержание серы в нефти, % | 2,2 | 1,55 | |
Содержание парафина в нефти, % | 3,41 | 2,23 | 2,57 |
Давление насыщения нефти газом, МПа | 2,3 | 4,4 | 7,3 |
Газосодержание нефти, м3/т | 6,2 | 5,3 | 7,3 |
Плотность воды в пластовых условиях, т/м | 1,178 | 1,171 |
Как видно из таблицы, нефть Гремихинского месторождения относится к категории высоковязких (около 150 мПа×с), высокосернистых (более 2%), высокопарафинистых (более 6%), высокосмолистых (более 15%), что делает ее чрезвычайно трудноизвлекаемой.
Как следует из вышеизложенного, к осложняющим особенностям разработки Гремихинского месторождения относятся сильная геолого-литологическая расчлененность коллекторов, многопластовость, повышенное и высокое содержание в нефти таких осложняющих компонентов, как парафин, смола, сера, повышенная и высокая вязкость нефти (до 180 мПа×с), заключенной в резко неоднородных поровотрещиннокавернозных коллекторах карбонатного типа.