1.6. Гидрогеологическая характеристика
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. |
165070 |
735 |
197 |
11103 |
2317 |
90369 |
240,3 |
4655,1 |
15,3 |
3,2 |
554 |
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. |
2467 |
Тип коллектора |
карбонатный |
Длина и ширина залежи, м. |
8´4,5 |
Тип залежи |
массивно-пластовая |
Этаж нефтеносности, м. |
39 |
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 |
50 |
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 |