В целом по месторождению балансовые запасы нефти составили 11956 тысяч тонн, а извлекаемые – 2743 тысяч тонн.

1.3 Физико-химические свойства продуктивных горизонтов

По комплексу промыслово-геофизических исследований (электрометрии, кавернометрии, радиометрии, микрозондированию), керну и испытанию скважин, согласно полученных данных были построены геолого-литологический профиль и карта эффективных нефтенасыщенных толщин по продуктивному пласту.

Турнейский продуктивный пласт приурочен к кровле турнейского яруса. Нефтяной пласт вскрыт 115 скважинами (67% от числа пробуренных скважин на месторождении) и расположен на большинстве площадей Николаевского месторождения. Исключение составляет Григорьевская площадь, где пласт водоносен.

Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется в широких пределах, от 0 до 31,2 м, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 48,6% от общей толщины до ВНК.

Турнейский пласт отделён от нижнего песчаного пласта яснополянского надгоризонта плотным глинистым разделом толщиной от 4 м до 20,1 м.

Башкирский нефтяной пласт приурочен к верхней части башкирского яруса. Пласт представлен в основном известняками органогенно-детритовыми с прослоями доломитов.

В пласте выделяется от 1 до 20 проницаемых пропластков, мощность которых изменяется от 0,4 до 7 м. Эффективная мощность прослоев к подошве пласта значительно возрастает. Проницаемые прослои часто не выдержаны по простиранию.

Турнейский нефтяной пласт сложен известняками тёмно-серыми и коричневато-серыми, иногда светло-серыми, в кровельной части залежи - глинистыми. По структуре преобладают известняки органогенно-детритовые, затем сгустковые и хемогенные (как правило плотные).

В органогенно-детритовых известняках (в основной массе мелко детритовых) отмечаются явления окремнения, пиритизации, кальцитизации. Содержание цемента значительно (часто до 40%), в тонкопористых разностях цемент поровый. Часто отмечаются различной величины трещины, выполненные вторичным кальцитом. Характерны: низкая сульфатность и доломитистость.

Пористость турнейских известняков изменяется в широких пределах, достигая 18,1 %. среднее значение пористости в нефтенасыщенной части пласта определено по 41 образцу керна из 20 скважин и принято равным 9,9 %. среднее значение пористости в водонасыщенной части пласта 10,2 % по 31 образцу из 21 скважины.

Пористость методами ГИС не определялась.

Башкирский нефтяной пласт сложен известняками с прослоями доломитов. Известняки в основном светлоокрашенные, неслоистые, со стилолитами. Доломиты коричневато-серые. Известняки содержат небольшой нерастворимый остаток, доломитизация и сульфатизация их невелики. Основное участие в сложении башкирского нефтяного пласта принимают органогенно-детритовые известняки, известняки биоморфные и детритово-биоморфные. Для пород башкирского яруса характерна перекристаллизация и окремнение. Отмечено наличие микростилолитов и микротрещин, иногда частично или полностью полых. Максимальное значение пористости по керну 13,3 % в нефтенасыщенной части и водонасыщенной части пласта. Пористость нефтенасыщенной части пласта башкирского яруса, определенная по 9 образцам из 6 скважин, составляет 8,6 %; для водонасыщенной части пласта значение пористости 15,4 % по 14 образцам из 7 скважин.

В связи с тем, что определение коллекторских свойств проводилось по небольшому количеству керна, значение пористости пород башкирской залежи определялось по методу НГК. Среднее значение пористости, определенное по методу НГК, равно для нефтенасыщенной части 12%, для водонасыщенной – 13,3%.

Таблица 1 - Данные о коллекторских свойствах пласта C₁t

Таблица 2 - Данные о коллекторских свойствах пласта С₂b

Нефть турнейского яруса относится к категории тяжёлых (плотность 0,907 г/см³), сернистых (содержание серы 3 %) и смолистых (содержание смол сернокислотных 75 %, силикагелевых 23 %), с содержанием парафина около 3,5 %.

Впервые глубинные пробы нефти из скважины были исследованы в 1996 году. Результаты исследований свидетельствуют, что давление насыщения составляет 9,8 - 10 МПа, газонасыщенность 46 м³/т, вязкость нефти в пластовых условиях 8 сП.

Таблица 3 - Определение проницаемости по керну

Физико-химические свойства нефти башкирского яруса; средняя плотность нефти по залежи 0,894 г/см³, содержание серы около 2,5 %, парафина – 3,6 %. Попутный газ характеризуется низким содержанием азота (6,9 %) при высоком содержании метана (35 %).

Таблица 4 - Физико-химические свойства пластовой нефти

Геологическое строение месторождения изучалось с 1956 года. Месторождение по своим размерам и запасам нефти относится к крупным (балансовые запасы нефти более 100 млн. т, размеры месторождения 20х30 км). По геологическому строению оно является сложным, многопластовым

Рисунок 2 - Кривые разгазирования

Таблица 5 - Физико-химические свойства разгазированной нефти

Первоначально, промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласт Т), в терригенных отложениях нижнего карбона (пласты Тл_2а, Тл_2б, Бб₁, Бб₂), в карбонатных отложениях среднего карбона (пласт Бш) и верейского яруса (пласт В₃В₄). В пласте В₃В₄ установлены промышленные запасы свободного газа.

Рисунок 3 - Свойства нефти

Проектные документы на разработку месторождения предполагали объединение этих пластов в 4 объекта разработки.

В процессе разбуривания и дальнейшего уточнения представления о геологическом строении месторождения установлено, что пласты Т и Бш состоят из ряда проницаемых пропластков, которые можно объединить в пласты С₁t, С₂t и C₁b, C₂b.

Таблица 6 - Состав и свойства газа

По всем пластам определены их параметры, построены карты эффективных нефтенасыщенных толщин, подсчитаны запасы нефти и попутного газа. В нескольких скважинах опробован пласт К. Обнаружены линзовидные залежи свободного газа, но на сегодняшний день они признаны как непромышленные. Скважины, пробуренные на этот пласт, находятся в консервации. Таким образом, на сегодняшний день, на месторождении установлено 10 пластов с промышленными запасами нефти и 1 пласт с промышленными запасами свободного газа.