Нижний гидрогеологический ярус включает в себя водоносные горизонты, приуроченные к пластам терригенного девона.
Химический состав пластовых вод по горизонтам приводится в таблице 1.1.
Водоносные пласты уфимского яруса приурочены к песчаникам и «дырчатым» известнякам. Водопроявления в виде поглощения промывочной жидкости отмечены в 66 структурных скважинах. Плотность воды 1,002 г/см3, вода хлоркальциевого типа, содержит незначительные количества йода, брома, лития. Воды используются для питья и бытовых нужд.
Из отложений башкирского яруса вода получена испытателем пластов в скв.24-Тмк. Вода хлоркальциевого типа, плотность её 1,099 г/см3, минерализация 131 г/л.
Водоносные пласты серпуховских отложений выдержаны по площади, характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Во многих скважинах отмечены сильные водопроявления в виде поглощения промывочной жидкости. По химическим анализам воды серпуховского яруса средней минерализации (142 – 188 г/л), хлоркальциевого типа, плотность воды 1,130 – 1,144 г/см3. Из водоносных пластов серпуховского яруса осуществляется водозабор для нагнетания воды в законтурную часть продуктивных нефтеносных пластов.
В бобриковском горизонте терригенные коллекторы в повышенных частях структурных образований содержат нефть, в пониженных – воду. Воды хлоркальциевого типа, сильно минерализованные (среднее значение 203 г/л), обнаружен сероводород.
30
В турнейском ярусе нижнего карбона состав воды изучен по 14 пробам. Средние значения минерализации 174 г/л, плотности 1,132 г/см3.В воде отмечается присутствие брома в концентрациях выше кондиционного значения, а также лития, стронция, рубидия, бора в небольших концентрациях.
Карбонатная толща верхнедевонских отложений вмещает пласты пористо-кавернозных коллекторов в заволжском надгоризонте, насыщение которых может быть как нефтеносным, так и водоносным в зависимости от гипсометрических отметок пласта. В среднем плотность воды по 25 пробам составляет 1,153 г/см3, минерализация 198 г/л.
В среднем фамене верхняя нефтеносная часть массивных образований коллекторов подстилается обширной зоной пластовой воды, притоки которой получены в 51 скважине. По результатам анализов 43 проб воды из 33 скважин среднее значение плотности составляет 1,166 г/см3, минерализация 211 г/л.
В нижнем фамене из 16 скважин, опробовавших нижнефаменские отложения, притоки получены в 12 скважинах. Воды хлоркальциевого типа, плотность в среднем по 9 пробам из 6 скважин составляет 1,173 г/см3, минерализация 251 г/л.
Воды фаменской толщи детально изучены также по 80 пробам [1]. Концентрация солей очень высокая, достигает 403 г/л (скв.23-Тмк), содержание брома доходит до 790 мг/л. Превышает кондиционное значение содержание лития (скв.79, 80-Тмк) – 11,0-12,0 мг/л, стронция (скв.27, 87-Тмк) – 106-109 мг/л. Содержание йода в некоторых скважинах достигает 102 мг/л.
В терригенном девоне в разрезе кыновского, пашийского и муллинского горизонтов выделяются пласты песчаников, но они характеризуются литологической изменчивостью и не имеют площадного распространения. На химический анализ отобрана вода из пашийского горизонта, плотность её в среднем 1,180 г/см3, минерализация 219 г/л; вода содержит значительное количество брома, йода.
31
1.6 Характеристика нефтей и газов
Изучение состава и физико-химических свойств пластовой нефти производилось в лаборатории Башнипинефть. Поверхностные пробы нефти исследовались в лабораториях ЦНИПРа НГДУ «Туймазанефть» и Туймазинской ГПК. Ниже приводится краткая характеристика физико-химических свойств пластовых и поверхностных нефтей, и компонентный состав растворенного газа.
Свойства пластовой нефти были изучены по пласту СVI и пачкам Дзв1, Дфмс ( таблица 1.2).
По пласту СVI было отобрано 15 проб нефти. Плотность нефти в пластовых условиях изменяется от 0,869 до 0,897 г/см3 и в среднем составляет 0,878 г/см3. Вязкость нефти при пластовом давлении равна 18,24 мПа·с, газосодержание 15,6 м3/т в среднем по пласту.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.