Выявленные залежи нефти и газа на Южно-Шапкинском месторождении приурочены к нижнепермско-каменноугольному комплексу. Нижней границей его служат глинистые пачки яснополянского надгоризонта визейского яруса, верхней - глинистые породы артинского яруса нижней перми. Пластовые воды рассматриваемого комплекса по классификации В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу и представлены в основном хлоридами щелочей и щелочноземельных металлов ( рис. 1 ).

Минерализация вод, их физические свойства и температура изменяются с глубиной закономерно, но в различных направлениях (см. таблицу , рис. 2 ).

Расчет приведенных давлений, выраженных в метрах столба пресной воды над уровнем моря, показал, что напоры вод в пределах продуктивной части разреза изменяются незначительно (203-206 м). Из этого можно сделать вывод, что все залежи нефти и газа в карбонатных отложениях С₂, С₃ и P₁ заключены в толще, представляющей гидродинамическую систему гидравлически связанных продуктивных пластов с единой областью создания напора.

Эти особенности гидродинамических условий месторождения четко отразились на характере распределения и соотношений объемов нефтяных и газовых скоплений по всему разрезу. Обнаруживается закономерность, при которой нижняя залежь I характеризуется как чисто нефтяная, верхняя залежь V- как чисто газовая, а залежи, заключенные между ними, - нефтегазовые с четко выраженной тенденцией к уменьшению относительных объемов нефти и увеличению газа снизу вверх.

В продуктивной части разреза выделяются две подсистемы, разделенные между собой непроницаемыми породами. Это окремнелые плотные крепкие известняки толщиной от 9 до 39 м, относящиеся к основанию ассельского яруса (P₁) и разделяющие II и III залежи. В каждой из этих подсистем нижние залежи (I и III) чисто нефтяные, вышележащие (II и IV) - нефтегазовые и самая верхняя в карбонатах артинского яруса (V залежь) верхней подсистемы - чисто газовая (см. таблицу ).

Интересно отметить, что на фоне закономерного изменения с глубиной температуры, плотности и вязкости воды (при постоянстве приведенных давлений во всех залежах) в верхней подсистеме предел изменения физических параметров нефти (см. таблицу и рис. 2 ) значительно меньше, чем в нижней. Причем в вышележащих залежах, т.е. с приближением к конечной стадии процесса дифференциации нефти и газа, диапазон изменения этих параметров сужается. Однако в каждой из этих подсистем направленность процесса изменения физических параметров сохраняется одинаковой.

Таким образом, на Южно-Шапкинском месторождении отмечается уникальный случай, когда в процессе его формирования происходила спокойная (под действием гравитационных сил) дифференциация нефти и газа в единой гидродинамической системе, характеризующейся одной областью создания напора для всех пяти залежей. Встреченный же на пути миграции прослой непроницаемых пород между II и III залежами разделил здесь эту гидродинамическую систему на две подсистемы, где нижние залежи чисто нефтяные, верхние чисто газовые (залежь V) или нефтяные с газовой шапкой (залежь II).

Таблица

Физико-химические свойства воды и нефти (в пластовых условиях) Южно-Шапкинского нефтегазового месторождения

Рис. 1. Генетический график состава вод Южно-Шапкинского нефтегазового месторождения (по В.А. Сулину).

1 - скв. 22; 2- скв. 23; 3 - скв. 29; 4 - скв. 31; 5 - скв. 32; 6 - скв. 34; 7 - скв. 36; 8 - зона распространения вод залежи

Рис. 2. График диапазонов изменений физических свойств нефти.

1 - плотность, г/см³; 2 - вязкость, мПа•с; 3 - объемный коэффициент; 4 - газосодержание, м³/т; 5- то же, м³/м³; 6 - плотные породы; I-IV - залежи