Геолого-физическая характеристика Ардатовского нефтяного месторождения, страница 12

Наиболее изучена нефть в поверхностных условиях бобриковского горизонта, заволжского  надгоризонта и среднефаменского подъяруса. Характеристика  нефтей приводится в целом по пластам таб.2.9. При анализе поверхностных проб часть проб  была отбракована, как некачественная. В расчет средних величин плотности и вязкости не вошли пробы, содержащие значительное количество воды. Поверхностная нефть тульского горизонта изучена по двум пробам из 2 скважин. Плотность нефти в среднем составляет 0,936 г/см³,  динамическая вязкость – 255,9 мПа.с, содержание серы – 3,5 %.

Свойства поверхностной нефти по бобриковскому горизонту изучались по 35 скважинам  и 50 отобранным пробам. Плотность нефти по горизонту составляет 0,899г/см3 ( изменяется 0,87 до 0,968 г/см3 ), вязкость - 40,6 мПа.с, определена по 38 пробам. Серы содержится в среднем – 2,8 %, парафина – 3,5 %, смол – 16,8 %, асфальтенов 2,7%, выход светлых фракций – 44%.

Нефть в пласте СТкз изучена по 3 скважинам и по 4 пробам. Плотность в среднем составляет 0,928 г/см³,  динамическая вязкость 137,45 мПа.с, содержание серы – 2,8 %.

По пласту СТуп-мл, плотность нефти равна 0,915 г/см³  проба отобрана  скв. 211, динамическая вязкость 208,8 мПа.с,  серы 4,6 %.

Поверхностная нефть по пласту Дзв1 изучена по 22 пробам, плотность нефти изменяется от 0,88 до 0,944 г/см³ и в среднем составляет 0,909 г/см³, вязкость в среднем по пласту составляет 58,67 мПа.с.

Нефть пласта  Дфмс изучена по 45 пробам Плотность в среднем составляет 0,919 г/см³ изменяется от 0,87 до 0,955 г/см³,  содержание серы – 3,2% (2,0 - 4,6 % ), парафина – 4,0 % (2,3 -7,6 % ), смол – 19,0% (10,7 - 28,3 %), асфальтенов – 3,6% (1,3 - 6,8 %).

Нефть пласта Дфмн изучена по 2 пробам   скважины 196. Плотность нефти 0,956 г/см3, серы – 4,2 %.

Поверхностная нефть Ардатовского месторождения тяжелая, высоковязкая, высокосернистая, парафиновая и высокопарафиновая, высокосмолистая.

В пределах Ардатовской площади установлено значительное количество водоносных пластов, приуроченных к различным интервалам стратиграфического разреза, начиная с четвертичного возраста. Подробное описание водоносных горизонтов приведено в работе [1]. Химический состав пластовых вод по горизонтам приводится в таблице 2.10.

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 горизонта 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 хлокальциевого типа, сильно минерализованные (среднее значение 203 г/л), обнаружен сероводород.

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 концетрациях выше кондиционного значения, а также лития, стронция, рубидия, бора в небольших концентрациях.