Тектоника.

Ромашкинское нефтяное месторождение по поверхности кристаллического фундамента представляет собой асимметричное поднятие широтного простирания с относительно слабым расчленением на возвышенности и углубления различной амплитуды.

Основным структурным элементом, контролирующим распределение нефтяных залежей Ромашкинского месторождения, является Южный купол Татарского свода структура первого порядка. Эта структура четко вырисовывается по поверхности кристаллического фундамента и по всем маркирующим поверхностям девона и карбона.

В юго-западной части месторождения, охватывая территорию Миннибаевской, Зай-Каратаевской, Куакбашской, а также западные части Абдрахмановской и Южно-Ромашкинского площадей, расположена первая терраса.

В этом районе фундамент имеет несколько пониженное положение, а по вышележащим отложениям оно наиболее высокое, поэтому в пределах террасы осадочные отложения имеют наибольшую толщину.

Сама Зай-Каратайская площадь представляет собой широкий почти выположенный склон юго-западного направления. На фоне общего погружения в районе скважин №№ 62, 3553, 595 отмечается небольшой прогиб амплитудой около 5 метров, почти меридионального простирания (прил.1).

В районе скважин № 3549, 3548 изогипсой 1400м оконтурено небольшое поднятие. Наклон слоев незначительный, не превышающий 0⁰ 70¹ . Западнее скважин №№ 406, 3548, 99 пологое погружение переходит в восточный борт Акташско-Ново-Елховского прогиба с углами наклона до 1⁰ 50¹ .

Условия залегания пашийских отложений Зай-Каратайской площади отражены на карте, построенной по подошве репера «верхний известняк» - кровля пашийского горизонта (прил.1.).

2.2 Колекторские свойства пластов

Поскольку в настоящее время разработка площади осуществляется с учётом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, ёмкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д1 по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм² , а первого и третьего 0,387 и 0,379 мкм² соответственно. Это, видимо объясняется различным объёмом выработки по представительности групп пород. Следует также отметить увеличение фильтрационных свойств коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо, с вышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группами коллекторов не имеет смысла. Целесообразнее их рассматривать в пределах групп коллекторов при сравнении пластов между собой.

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 200⁰ С) - 26,9%, керосин (температура кипения до 200-300 ⁰ С) - 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 20⁰ С 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