Читайте также:
|
Изучение гидрогеологических условий производилось попутно с поисками и разведкой залежей нефти и газа. Мощная толща осадочных отложений делятся двумя водоупорами - галогенными осадками кунгурского яруса и кыновской толщей осадочных пород на три гидрогеологических этажа.
Нижний включает: нижнедевонские, франские, и додевонские водоносные комплексы. Минерализация 230-285 г/л. Содержание кальция от 17 до 25 % экв., брома от 920 до 1940 мг./л..
Средний включает франско-турнейский карбонатный, визейский терригенный и визейский-кунгурский комплексы. Минерализация составляет до 300 г/л., содержание кальция от 2,5-12 экв. Брома от 100 до 1431 мг/л.
Верхний этаж приурочен к отложениям кунгуркого и казанского возрастов. Их состав определяется залеганием среди гидрохимических отложений и изолированностью в разрезе. Минерализация от100 до 400 г/л. И увеличением содержания брома.
Таблица 1.1- состав и физико-химические свойства пластовых вод пласта О3.
| CI мг/л мг-экв/л | SO4 мг/л мг-экв/л | HCO3 мг/л мг-экв/л | Ca мг/л мг-экв/л | Mg мг/л мг-экв/л | Na+K мг/л мг-экв/л | минерал. Г/л. |
| 240,3 | ||||||
| 4655,1 | 15,3 | 3,2 | 190,5 | 3929,1 | 240,3 |
1.7. Коллекторские свойства пласта О3
Коллектором залежи пласта О3 окского надгоризонта являются в основном доломиты. Основные параметры характеризующие строение пласта сведены в таблицу 1.2.
Пористость и проницаемость.
Определение пористости производилось по керновому материалу в условиях лабораторных исследований и геофизическим методом определения.
Коллекторские свойства пород слагающие продуктивные пласты весьма неоднородны и имеют большую площадь простирания, поэтому пористость определялась по участкам и принималась как средневзвешенное значение по нескольким образцам пород. Пористость пород равна 12,9%. Проницаемость определялась теми же методами, что и пористость и составила 0,0358 мкм2.
Нефтенасыщенность пластов.
Определение начальной нефтенасыщенности производилась по материалам промысловых геофизических исследований с использованием результатов лабораторных электрометрических исследований керна. При определении нефтенасыщенности учитывалось зависимость параметра насыщения Рн от водонасыщенности В и параметра Р от пористости Т.
Рн=0,623/2,72В, (1.1)
Р=0,688/2,15Т (1.2)
Нефтенасыщенность пород составила 74%.
Коэффициент вытеснения.
Он определялся методом вытеснения нефти водой в лаборатории физики пласта института ГИПРОВостокнефть по керну и составил 0,302.
Таблица 1.2 - Коллекторские свойства пласта.
| Средняя глубина залежи, м. | |
| Тип коллектора | карбонатный |
| Длина и ширина залежи, м. | 8´4,5 |
| Тип залежи | массивно-пластовая |
| Этаж нефтеносности, м. | |
| Пористость, % | 12,9 |
| Проницаемость, мкм2 | 35,8´10-3 |
| Первоначальная отметка ВНК, м. | -2301 |
| Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м. | 5,9 |
| Нефтенасыщенность | 0,74 |
| Проектная нефтеотдача (коэффициент) | 0,302 |
1.8 Физико-химические свойства нефти.
Таблица 1.3Характеристика глубинных нефтей по усредненным данным пласта О3.
| Параметры | ед. изм. | Кол. |
| Давление насыщения | МПа | 7,35 |
| Объемный коэффициент | 1,134 | |
| Газовый фактор | м3/т. | 55,2 |
| Плотность нефти | г/см3. | 0,78 |
| Вязкость | МПа с | 1,56 |
| Температура пласта | Со |
Таблица 1.4 характеристика поверхностных нефтей по средненным данным пласта О3.
| Параметры | ед. изм. | Кол. |
| Содержание парафина | вес.% | 5,27 |
| Содержание серы | вес. % | 1,23 |
| Содержание смол | вес.% | 10,4 |
| Плотность нефти | г/см3. | 0,83 |
| Вязкость при 200 С. | МПа с | 1,22 |
Дата добавления: 2015-08-09; просмотров: 65 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Нефтегазоносность | | | Глава 1. СТРУКТУРНЫЕ ПОСТРОЕНИЯ |