Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

3.3.1 Литологическая характеристика пластов

Керн для исследований отбирался как при поисково-разведочном, так и при эксплуатационном бурении. Изучение литологии продуктивных пластов производилось на основе макроописания керна, изучения пород в шлифах, анализа гранулометрического и химического состава в лаборатории треста "Удмуртнефтеразведка", лаборатории КО ВНИГНИ, лаборатории петрофизики института "УдмуртНИПИнефть" (в настоящее время ЗАО "ИННЦ") [1, 2].

Продуктивные пласты верейского горизонта представлены известняками, среди которых преобладают органогенно-обломочные и псевдооолитовые, реже встречаются ракушечники, а также известняки пелитоморфные и зернистые. Основными коллекторами являются псевдооолитовые известняки серо-коричневые, песчаниковидные, с шероховатым изломом, слабосцементированные. Сложены псевдооолитовые известняки псевдооолитами, оолитами, фораминиферами, единичными обрывками криноидей и водорослей, Поры имеют неправильную и щелевидную форму размером 0,05-0,5 мм в поперечном сечении. Такие известняки обладают высокими коллекторскими свойствами и принимают участие в строении пласта B-II.

Псевдооолитовые известняки контактируют с органогенно-обломочными известняками серыми и темно-серыми, песчаниковидными, с шероховатым изломом. Сложены органогенно-обломочные известняки целыми раковинами фораминифер и их обломками и брахиоподами. В одних разностях преобладают фораминиферы, в других – водоросли, Фораминиферы округлой формы, состоят из пелитоморфного известковистого вещества, которое в отдельных камерках замещается мелкозернистым кальцитом. Водоросли сложены пелитоморфным известковистым веществом, частично перекристаллизованным в мелкозернистый кальцит.

Продуктивные отложения башкирского яруса представлены в основном известняками, с редкими тонкими глинистыми прослоями. Среди известняков различаются песчаниковидные, разнозернистые и пелитоморфные разности. Основными коллекторами нефти являются песчаниковидные известняки серые и светло-серые, массивные, всегда интенсивно и равномерно насыщенные нефтью.

Известняки местами в разной степени загипсованы. Макроскопически описываемые известняки напоминают песчаники, у которых округлые зерна представлены органическими остатками, оолитами и комками. Эти форменные элементы образуют две разности песчаниковидных известняков, которые различаются только под микроскопом: органогеннно-обломочную и комковато-оолитовую. Комковато-оолитовые известняки сложены оолитами и комками, которые состоят из пелитоморфного известковистого вещества. Цементирующего материала в комковато-оолитовых известняках мало, присутствуют свободные поры неправильной изометричной формы размером 0,05-0,35 мм.

Органогенно-обломочные известняки сложены окатанными обломками органических остатков, оолитами и комками. Структура известняков органогенно-обломочная, разнозернистая, преимущественно мелкозернистая. Все форменные элементы сложены пелитоморфным и микрозернистым известковистым материалом. Цементируются они первичным пелитоморфным и микрозернистым материалом. Тип цементации поровый и базально-поровый. Между форменными элементами присутствуют свободные поры неправильной изометричной, щелевидной и извилистой формы размером 0,035-0,55 мм. На емкостные и фильтрационные свойства органогенно-обломочных известняков существенное влияние оказала кальцитизация, которая в конечном итоге приводит к образованию пойкилитового кальцитового цемента, при наличии которого известняки утрачивают свойства промышленных коллекторов. Неравномерное проявление кальцитизации обусловило вариацию коллекторских свойств органогенно-обломочных известняков.

Разнозернистые известняки серые, светло-серые, кремовые, массивные, мраморовидные, прослоями обогащены мелкой макрофауной и обладают низкими коллекторскими свойствами, нефть встречается редко и приурочена к редким трещинкам и кавернам.

Продуктивные пласты терригенных отложений визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. Песчаники серые, светло-серые и коричневато-серые, неяснослоистые и слоистые за счет глинистых прослоев, мелкозернистые, средне- и слабосцементированные, преимущественно неизвестковистые с конкрециями пирита. Обломочный материал в них полуокатанный и окатанный, среднеотсортированный, по размеру мелкопесчаный. Прослоями в нем присутствуют крупные песчинки и глинистые линзы. Сложены песчаники кварцем с примесью полевых шпатов и слюд. Цемент глинистый базальный, базально-поровый, поровый и регенерационный кварцевый. Местами песчаники сильно пиритизированы, зерна пирита расположены в порах, Коллекторами нефти являются слабосцементированные песчаники с контактным и поровым глинистым и кварцевым регенерационным цементом.

Алевролиты серые, темно-серые и пятнистые, неяснослоистые за счет глинистых линз и прослоев, по слоистости часто трещиноватые. В алевролитах присутствуют конкреции пирита, окатанные зерна гравийного размера, представленные мелкозернистым песчаником. Цемент глинистый базальный и базально-поровый, прослоями поровый и кварцевый регенерационный.

Керн из отложений турнейского яруса поднят, в основном, из плотной части и представлен известняками светло-серыми и коричневато-серыми плотными, участками глинистыми, с переслаиванием аргиллитов. Продуктивная часть разреза керном охарактеризована слабо, отобрано два образца, которые представлены известняками серыми кристаллическими, с отдельными включениями раковин, слабонефтенасыщенными. В связи с этим были использованы данные по турнейскому ярусу Мещеряковского месторождения по аналогии.

3.3.2 Коллекторские свойства пластов

Лабораторные исследования образцов керна производились в лаборатории КТЭ АООТ "Удмуртгеология", лаборатории КО ВНИГНИ, лаборатории петрофизики института "УдмуртНИПИнефть" (в настоящее время ЗАО "ИННЦ") [1, 2] по общепринятым методикам в соответствии с действующими ГОСТами, ОСТами и инструкциями по оценке различных физических характеристик коллекторов и пластовых жидкостей, прилагающимися к приборам и аппаратам.

Характеристика коллекторских свойств пород, слагающих продуктивные пласты, по лабораторным исследованиям приведена в таблице 3.5. Средние значения по пластам рассчитаны как средневзвешенные значения по толщинам нефтенасыщенных пропластков, средние значения по объектам – как средневзвешенные по объемам нефтенасыщенных толщин.

Таблица 3.5 – Характеристика коллекторских свойств продуктивных отложений

Наименование	Нефтенасыщенная часть
Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли ед.
Пласт B-II
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,291	0,173	0,765
Коэффициент вар., д. ед.	1,491	0,196	0,142
Интервал изменения	0,0001 - 3,332	0,053 - 0,296	0,411 - 0,895
Пласт B-III
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,468	0,139	0,644
Коэффициент вар., д. ед.	1,251	0,257	0,169
Интервал изменения	0,0001 - 3,45	0,062 - 0,298	0,319 - 0,805
Верейский горизонт в целом
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,341	0,162	0,723
Коэффициент вар., д. ед.	1,427	0,247	0,167
Интервал изменения	0,0001 - 3,45	0,053 - 0,298	0,319 - 0,895
А4-0+1
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,112	0,128	0,73
Коэффициент вар., д. ед.	4,268	0,395	0,207
Интервал изменения	0,0001 - 3,146	0,011 - 0,262	0,313 - 0,894
А4-2
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,077	0,132	0,774
Коэффициент вар., д. ед.	0,973	0,314	0,114
Интервал изменения	0,0009 - 0,272	0,077 - 0,205	0,525 - 0,877
А4-3
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,201	0,138	0,768
Коэффициент вар., д. ед.	3,973	0,322	0,096
Интервал изменения	0,0003 - 4,097	0,07 - 0,275	0,616 - 0,853
А4-4
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,215	0,174	0,756
Коэффициент вар., д. ед.	1,303	0,349	0,186
нтервал изменения	0,0003 - 2,198	0,024 - 0,33	0,4 - 0,943

Продолжение таблицы 3.5

Наименование	Нефтенасыщенная часть
Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли ед.
А4-5
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,191	0,155	0,802
Коэффициент вар., д. ед.	2,401	0,347	0,068
Интервал изменения	0,0004 - 2,794	0,02 - 0,287	0,745 - 0,854
А4-6
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,625	0,182	0,836
Коэффициент вар., д. ед.	1,910	0,384	0,115
Интервал изменения	0,0001 - 9,031	0,01 - 0,355	0,24 - 0,932
А4-7
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,253	0,139	0,79
Коэффициент вар., д. ед.	3,103	0,435	0,183
Интервал изменения	0,0003 - 4,638	0,043 - 0,311	0,286 - 0,911
Башкирский ярус в целом
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,415	0,163	0,804
Коэффициент вар., д. ед.	2,340	0,405	0,151
Интервал изменения	0,0001 - 9,031	0,016 - 0,355	0,24 - 0,943
C-II
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,752	0,209	0,737
Коэффициент вар., д. ед.	0,823	0,243	0,316
Интервал изменения	0,0007 - 2,114	0,087 - 0,305	0,137 - 0,969
C-III
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,287	0,193	0,703
Коэффициент вар., д. ед.	0,977	0,261	0,237
Интервал изменения	0,0102 - 1,032	0,099 - 0,262	0,506 - 0,905
C-IV
Количество скважин, шт.	Нет данных		Нет данных
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)		0,2
Коэффициент вар., д. ед.		0,021
Интервал изменения		0,195 - 0,203
С-V
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,540	0,205	0,653
Коэффициент вар., д. ед.	0,895	0,265	0,402
Интервал изменения	0,0012 - 1,505	0,055 - 0,254	0,203 - 0,951

Продолжение таблицы.3.5

Наименование	Нефтенасыщенная часть
Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли ед.
C-VI
Количество скважин, шт.	Нет данных		Нет данных
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)		0,212
Коэффициент вар., д. ед.		0,138
Интервал изменения		0,186 - 0,24
В целом по визейскому ярусу
Количество скважин, шт.
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)	0,658	0,206	0,721
Коэффициент вар., д. ед.	0,786	0,253	0,337
Интервал изменения	0,0007 - 2,114	0,055 - 0,305	0,137 - 0,969
Ct-II
Количество скважин, шт.	Нет данных		Нет данных
Количество определений, шт.
Средневзвешенное значение (по толщинам)		0,118
Коэффициент вар., д. ед.		0,072
Интервал изменения		0,112 - 0,124

В таблицах 3.6-3.16 и на рисунках 3.2-3.12 приведены распределения проницаемости, пористости и нефтенасыщенности образцов керна из продуктивной части пластов по результатам лабораторных исследований.

Таблица 3.6–Статистические ряды распределения значений пористости по данным лабораторного изучения керна из верейских продуктивных отложений

№ п/п	Интервалы изменения, д. ед.	Число случаев
Верейские продуктивные отложения в целом	Пласт B-II	Пласт B-III
	Менее 0,04
	От 0,04 до 0,06
	От 0,06 до 0,08
	От 0,08 до 0,10
	От 0,10 до 0,12
	От 0,12 до 0,14
	От 0,14 до 0,16
	От 0,16 до 0,18
	От 0,18 до 0,20
	От 0,20 до 0,22
	От 0,22 до 0,24
	От 0,24 до 0,26
	От 0,26 до 0,28
	От 0,28 до 0,30
	Более 0,30
Всего

Таблица 3.7 ‑ Статистические ряды распределения значений пористости по данным лабораторного изучения керна из башкирских продуктивных отложений

№ п/п	Интервалы изменения, д. ед.	Число случаев
А4 в целом	А4-0+1	А4-2	А4-3	А4-4	А4-5	А4-6	А4-7
	Менее 0,02
	От 0,02 до 0,04
	От 0,04 до 0,06
	От 0,06 до 0,08
	От 0,08 до 0,10
	От 0,10 до 0,12
	От 0,12 до 0,14
	От 0,14 до 0,16
	От 0,16 до 0,18
	От 0,18 до 0,20
	От 0,20 до 0,22
	От 0,22 до 0,24
	От 0,24 до 0,26
	От 0,26 до 0,28
	От 0,28 до 0,30
	От 0,30 до 0,32
	От 0,32 до 0,34
	От 0,34 до 0,36
	Более 0,36
Всего

Таблица 3.8– Статистические ряды распределения значений пористости по данным лабораторного изучения керна из визейских продуктивных отложений

№ п/п	Интервалы изменения, д.ед.	Число случаев
Продуктивные отложения визейского яруса в целом	C-I+II	C-III	C-IV	C-V	C-VI
	Менее 0,04
	0,04-0,06
	0,06-0,08
	0,08-0,10
	0,10-0,12
	0,12-0,14
	0,14-0,16
	0,16-0,18
	0,18-0,20
	0,20-0,22
	0,22-0,24
	0,24-0,26
	0,26-0,28
	0,28-0,30
	0,30-0,32
	Более 0,32
Всего

Таблица 3.9– Статистические ряды распределения значений пористости по данным лабораторного изучения керна из продуктивных отложений турнейского яруса

№ п/п	Интервалы изменения, д. ед.	Число случаев
Турнейские продуктивные отложения (пласт Ct-II)
	Менее 0,10
	От 0,10 до 0,12
	От 0,12 до 0,14
	Более 0,14
Всего

Таблица 3.10– Статистические ряды распределения значений проницаемости по данным лабораторного изучения керна из верейских продуктивных отложений

№ п/п	Интервалы изменения, мкм2	Число случаев
Верейские продуктивные отложения в целом	Пласт B-II	Пласт B-III
	Менее 0,00003
	От 0,00003 до 0,0001
	От 0,0001 до 0,0003
	От 0,0003 до 0,001
	От 0,001 до 0,003
	От 0,003 до 0,01
	От 0,01 до 0,03
	От 0,03до 0,1
	От 0,1 до 0,3
	От 0,3 до 1,0
	От 1,0 до 3,0
	От 3,0 до 10
	Более 10
Всего

Таблица 3.11– Статистические ряды распределения значений проницаемости по данным лабораторного изучения керна из башкирских продуктивных отложений

№ п/п	Интервалы изменения, мкм2	Число случаев
А4 в целом	А4-0+1	А4-2	А4-3	А4-4	А4-5	А4-6	А4-7
	Менее 0,0001
	От 0,0001 до 0,0003
	От 0,0003 до 0,001
	От 0,001 до 0,003
	От 0,003 до 0,01
	От 0,01 до 0,03
	От 0,03до 0,1
	От 0,1 до 0,3
	От 0,3 до 1,0
	От 1,0 до 3,0
	От 3,0 до 10
	Более 10
Всего

Таблица 3.12– Статистические ряды распределения значений проницаемости по данным лабораторного изучения керна из визейских продуктивных отложений

№ п/п	Интервалы изменения, мкм2	Число случаев
Продуктивные отложения визейского яруса в целом	C-I+II	C-III	C-IV	C-V	C-VI
	Менее 0,0003
	От 0,0003 до 0,001
	От 0,001 до 0,003
	От 0,003 до 0,01
	От 0,01 до 0,03
	От 0,03 до 0,1
	От 0,1 до 0,3
	От 0,3 до 1,0
	От 1,0 до 3,0
	Более 3,0
Всего

Таблица 3.13– Статистические ряды распределения значений проницаемости по данным лабораторного изучения керна из продуктивных отложений турнейского яруса

№ п/п	Интервалы изменения, мкм2	Число случаев
Турнейские продуктивные отложения (пласт Ct-II)
	Менее 0,0003
	От 0,0003 до 0,001
	Более 0,001
Всего

Таблица 3.14– Статистические ряды распределения значений нефтенасыщенности по данным лабораторного изучения керна из верейских продуктивных отложений

№ п/п	Интервалы изменения, д. ед.	Число случаев
Верейские продуктивные отложения в целом	Пласт B-II	Пласт B-III
	Менее 0,3
	От 0,3 до 0,4
	От 0,4 до 0,5
	От 0,5 до 0,6
	От 0,6 до 0,7
	От 0,7 до 0,8
	От 0,8 до 0,9
	От 0,9 до 1
Всего

Таблица 3.15– Статистические ряды распределения значений нефтенасыщенности по данным лабораторного изучения керна из башкирских продуктивных отложений

№ п/п	Интервалы изменения, д. ед.	Число случаев
А4 в целом	А4-0+1	А4-2	А4-3	А4-4	А4-5	А4-6	А4-7
	Менее 0,2
	От 0,2 до 0,3
	От 0,3 до 0,4
	От 0,4 до 0,5
	От 0,5 до 0,6
	От 0,6 до 0,7
	От 0,7 до 0,8
	От 0,8 до 0,9
	От 0,9 до 1
Всего

Таблица 3.16 – Статистические ряды распределения значений нефтенасыщенности по данным лабораторного изучения керна из визейских продуктивных отложений

№ п/п	Интервалы изменения, д. ед.	Число случаев
Визейские продуктивные отложения	C-I+II	C-III	C-V	C-VI
	Менее 0,4
	От 0,4 до 0,5
	От 0,5 до 0,6
	От 0,6 до 0,7
	От 0,7 до 0,8
	От 0,8 до 0,9
	От 0,9 до 1
Всего

Рисунок3.2– Распределение значений открытой пористости верейских продуктивных пластов

Рисунок3.3– Распределение значений открытой пористости башкирских продуктивных пластов

Рисунок 3.4– Распределение значений открытой пористости визейских продуктивных пластов

Рисунок3.5 – Распределение значений открытой пористости продуктивных пластов турнейского яруса (пласт Ct-II)

Рисунок3.6 – Распределение значений проницаемости верейских продуктивных пластов

Рисунок3.7– Распределение значений проницаемости башкирских продуктивных пластов

Рисунок3.8– Распределение значений проницаемости визейских продуктивных пластов

Рисунок3.9– Распределение значений проницаемости продуктивных пластов турнейского яруса (пласт Ct-II)

Рисунок 3.10 – Распределения значений нефтенасыщенности верейских продуктивных пластов

Рисунок3.11 – Распределения значений нефтенасыщенности башкирских продуктивных пластов

Рисунок3.12– Распределение значений нефтенасыщенностивизейских продуктивных пластов

3.3.3 Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород

Смачиваемость поверхности каналов фильтрации горных пород характеризуется индексом Амотта-Гервея [10]. Результаты лабораторных исследований на образцах Гремихинского месторождения приведены в таблице 3.17.

В карбонатных отложениях верейского горизонта исследовано 13 образцов, которые характеризуются промежуточной смачиваемостью поверхности каналов фильтрации (индекс Амотта-Гервея изменяется от-0,124 до 0,179, что соответствует углам смачивания от 79,7 до 97,1°).

Из карбонатных отложений башкирского яруса был исследован 61 образец. Показатель смачиваемости изменяется в пределах от -0,235 до 0,267, что соответствует промежуточной смачиваемости поверхности породы, характеризующейся углами смачивания 85,8-90,1°.

Для терригенных отложений визейского яруса этот показатель изменяется в пределах от -0,232 до 0,141, что свойственно образцам с промежуточной смачиваемостью поверхности каналов фильтрации, с углами смачивания 81,9-103,4°. Три образца из 18 исследованных, характеризуются как гидрофильные, углы смачивания меняются в пределах от 27,2 до 65,1°, индексы Амотта-Гервея варьируют от 0,421 до 0,889.

Для карбонатных отложений турнейского яруса показатели смачиваемости не определялись ввиду отсутствия керна. Данные, приведенные для отложений турнейского яруса Лиственского месторождения, свидетельствуют о том, что для них характерна промежуточная смачиваемость каналов фильтрации пород.

Таблица 3.17 – Характеристики смачиваемости поверхности каналов фильтрации горных пород по лабораторным данным

Месторождение	Возраст	Пласт	Количество определений	Диапазон изменения значения
индекс Амотта-Гервея	краевой угол смачивания
Гремихинское	С2vr	B-II, B-III		-0,124 … 0,179	79,7 … 97,1°
С2b	A4-1-A4-6		-0,235 … 0,267	85,8… 90,1°
C1v			-0,232 ... 0,141	81,9 … 103,4°
	0,421 ... 0,889	27,2 … 65,1°
Лиственское	C1t			-0,292 … 0,281	73,7 …106,9°

3.3.4 Физико-гидродинамические характеристики вытеснения нефти

Эксперименты по определению коэффициентов вытеснения нефти водой проводили в лабораторных условиях на составных линейных моделях пластов с использованием общепринятых методик [16]. Всего на моделях пластов среднего карбона было проведено 95 экспериментов, для которых был использован керн 28 месторождений Удмуртии и Пермской области, из них 14 экспериментов по Гремихинскому месторождению (12 – по башкирским отложениям, 2 – по верейским). Для визейских продуктивных отложений было проведено 46 экспериментов, с использованием керна отобранного по 34 месторождениям, из них по Гремихинскому месторождению 0. Для продуктивных отложений турнейского яруса на образцах керна пяти месторождений было проведено 18 экспериментов по определению коэффициентов вытеснения, из них по Гремихинскому месторождению 0.

Учитывая разные наборы по количеству проведённых экспериментов, зависимости коэффициентов вытеснения от фильтрационных характеристик пород и относительной вязкости пластовых жидкостей Гремихинского месторождения для различных объектов были построены следующим образом.

Для визейских и турнейских продуктивных отложений были получены обобщенные зависимости после статистической обработки всех имеющихся результатов по этим объектам.

Для верейских отложений построена зависимость по результатам экспериментов на моделях пластов собственно Гремихинского месторождения и близлежащих месторождений Мещеряковского и Ижевского.

Результаты расчетов коэффициентов вытеснения по указанным зависимостям для Гремихинского месторождения и ряда близлежащих к нему вполне сопоставимы с полученными экспериментальными значениями и имеют хорошую сходимость результатов (табл.3.18).

Таблица 3.18 – Сравнение экспериментальных и расчетных значений коэффициента вытеснения

Месторождение	Возраст	Проницаемость по газу, мкм2	Вязкость нефти, мПа∙с	Квт экспер., д.ед.	Квт расч., д.ед.	Отклонение от Квт экспер., %
Мишкинское	C2vr	0,281	17,3	0,580	0,596	2,83
Гремихинское	C2b	0,883		0,558	0,567	0,6
0,026		0,415	0,470	3,8
Мещеряковское	C1v	0,560	55,1	0,520	0,526	0,4
Мишкинское	C1t	0,145	70,3	0,454	0,457	0,80

Для залежей нефти Гремихинского месторождения в карбонатных отложениях верейского горизонта коэффициент вытеснения рассчитывается по зависимости:

(3.1)

где К_пр – проницаемость, мкм²;

m₀ – отношение динамической вязкости нефти к динамической вязкости воды .

Для залежей нефти в терригенных отложениях нижнего карбона коэффициент вытеснения рассчитывается по зависимости:

. (3.2)

Для залежей нефти в карбонатных отложениях нижнего карбона коэффициент вытеснения рассчитывается по зависимости:

. (3.3)

В таблице 3.19 указаны диапазоны изменения параметров, входящих в приведенные выше уравнения (3.1-3.3) в качестве аргумента.

Таблица 3.19 – Диапазоны изменения параметров

Характеристика пород	Возраст пород	Диапазон изменения
Проницаемость, мкм2	Вязкость, мПа×с
Известняки	С2	0,006 – 1,038	1,78 – 156
Песчаники, алевролиты	С1v	0,01 ... 1,77	1,1 ... 77,3
Известняки	С1t	0,011 – 1,234	2,0 – 89,0

Нефть башкирских отложений Гремихинского месторождения характеризуется очень высоким значением динамической вязкости 149 мПа×с, что заметно отличает её от нефтей других объектов месторождения и является одним из существенных факторов, осложняющих вытеснение нефти из горной породы. Поэтому для корректного обоснования величины коэффициента вытеснения была оценена величина остаточной нефтенасыщенности на основе результатов лабораторных исследований моделей пластов нефтенасыщенных пород собственно Гремихинского месторождения, а также Сундуро-Нязинского, Есенейского, Черемуховского месторождений. Для этих месторождений также характерна высокая вязкость нефтей.

Для анализа использованы результаты определений 32 образцов из составных моделей. Начальная нефтенасыщенность образцов близка к нефтенасыщенности, принятой для башкирского объекта Гремихинского месторождения – 0,86 д.ед., проницаемости образцов перекрывают диапаз