1.5 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов.

Исследуемый разрез представлен терригенными от­ложениями континентального генезиса. Условно он разделяется на три пачки

Ю , Ю и Ю , каждая из которых представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и углей. Границы между пачками проводятся довольно уверенно, особенно между пачками Ю , Ю где их разделяет пласт угля, получивший распространение на всей площади месторождения. Корреляция песчаных тел возможна с определенной долей условности только в пределах пачки и поэтому все песчаные пропластки в пачке называются Ю , Ю и Ю . Коллекторами являются песчаники в основном, полимиктовые, реже кварцево-полевошпатовые, мелкозернистые, с незначительными прослоями среднезернистых разностей.

Коллекторские свойства (пористость, проницаемость, нефтенасыщснность) продуктивных пластов Столбового месторождения определялись по данным исследования керна и интерпретации геолого-геофизических исследований. В связи с тем, что продуктивные пласты имеют распространение по всей территории месторождения, керн отбирался и ана­лизировался в разрезах всех скважин. Всего проанализировано 70 образцов, но при подсчете запасов и построении геологической модели месторождения

использовались только результаты исследований керна по скважинам нахо­дившимся в пределах залежей (№ 131, 132, 133, 135), которых оказалось 69 образцов.

Анализ фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, выполненных на керновом материале в лабораторных условиях, показывает на незначи­тельные вариации пористости в пределах разностей коллекторов при общем их низком значении, проницаемости 0,5-10 мД. По фильтрационно-емкостным свойствам коллекторы данного типа можно назвать уплотненны­ми. Установленный предел коллектора пласта Ю составляет по пористости 10,1%, по проницаемости 0,54 мД.

1.6 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей

Физико-химические свойства и параметры пластовых жидкостей приведены в таблице 1.

Таблица 1

Физико-химические свойства сырой нефти Столбового месторождения по результатам исследования поверхностных проб.
Наименование параметра	Ю10	Ю11	Ю10 + Ю11
Вязкость, мПа*с при 20ºС при 50ºС	4,02 2,27	4,71 2,70	4,22 2,43
Плотность нефти, кг/м3 Плотность газа, м3 Плотность воды, кг/м3	832,2 224,6 1034,0	841,2 235,6 1045,0	836,0 226,1 1041,2
Температура застывания, ºС	-14,09	-15,1	-16,4
Объемный выход фракций, % при температуре начала кипения до 100ºС до 150ºС до 200ºС	60,1 7,7 20,3 32,5 44,9 58,5	58,3 7,7 20,3 31,6 43,9 56,6	59,7 7,1 19,0 31,9 42,9 56,5
Содержание, % весовые асфальтенов смол селикагелевых смол сернокислотных парафина серы	1,94 6,05 22,77 2,18 0,6	2,56 6,65 25,44 3,21 0,57	2 5,6 23,35 2,5 0,49