4.2 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

Промышленно-нефтеносными в пределах площади являются: каширс-

кие, верейские, башкирские, тульско-бобриковские, турнейские, пашийские отложения.

Основной эксплутационный объект – пашийский горизонт. Он представлен чередованием различных по коллекторским свойствам пластов.

Согласно накопленного опыта разработки, для коллекторов Ромашкинского месторождения, была принята классификация, по которой породы по проницаемости и глинистости подразделяются на две группы: 1 - высокопродуктивная с проницаемостью более 0,1 мкм, 2 – малопродуктивная с проницаемостью от 0,03 до 0,1 мкм. В первой группе по величине глинистости выделяются две подгруппы: 1 – высокопродуктивные неглинистые (глинистость менее 2%), 2 – высокопродуктивные глинистые (глинистость более 2% ).

В пределах площади эти параметры составляют 0,15 мкм. Пористость пласта 0,21%.

Пашийский горизонт представляет собой единую гидродинамическую систему, что подтверждается общим для всех пластов водонефтяным контактом и высокой литологической связанностью между пластами.

По крепости породы слагающие разрез делятся на средние, твердые и крепкие.

К категории средних относятся отложения казанского, уфимского, верейского, бобриковского и кыновского отложений.

К твердым принадлежат отложения: артинского, верхнего карбона, башкирского, серпухово-окского, тульского, турнейского, верхнее-фаменского, пашийского.

Отложения мягковского, подольского, каширского горизонтов относятся к категории крепких пород. Четвертичные отложения относятся к категории мягких пород.

Коэффициент кавернозности пород слагающих, верхний интервал разреза скважины составляет 2,0; пород слагающих интервал под кондуктор 1,5; под эксплутационную колонну 1,3.

Общая толщина пашийского горизонта составляет176м. Пористость 0,21%. Проницаемость 0,15 мкм.

Таблица- 4.3 Нефтеносность

Интервал, м		Тип коллектора	Пористость %	Проницаемость	Подвижность	Содержание серы % по весу	Содержание парафина, % по весу	Дебит м3\сут	Параметры растворенного газа.
от (верх)	до (низ)
									Газовый фактор м3\т	Содержание сероводорода %	Содержание углекислого газа	Коэффициент сжимаемости	Давление насыщения МПа
1733	1740	Терригенный поровый	16,8	0,103	0,0003	2.9	3,71	0,52	4,7	0,01	1,53	0,8	1,58
1766	1784	Карбонатно- трещинный	12,3	0,73	0,221	1,62	5,6	13	3,6	3,46	2,26	0,8	6,4
1796	1814	Карбонатно-трещинн	17	1,316	0,038	5	5,23	26,8	37,9	0,43	5,08	0,8	5,51

Таблица- 4.4 Водоносность

Интервал, м		Тип коллектора		Плотность воды, кг\м3		Свободный дебит м3\сут			Химический состав воды в мг-эквивалентной форме							Степеньминерализации, мг\л		Тип воды по Сулину сульфатонатриевый гидрокарбонатно- натриевый хлормагнивый хлоракальциевый
от (низ)	до (низ)
									анионы			катионы
									Cl	SO4	HCO3	Na K	Mg	Ca
Гидрохимическая зона «А» пресных вод
4	8		Терригенный поровый		1000			4		1,98	2,81	2,81	10,66	7,4	7,34		1,1086		ГКМ
20	80		Терригенный поровый		1000			72		8,72	8,72	1,97	7,66	4,64	8,9		1,217		ХЛК
17 31	19 37		Терригенный поровый		1000			108		2,26	1,28	4,46	1,62	3,55	2,83		0,596		ГКМ