close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Kursach novy

код для вставкиСкачать

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ (ПЛОЩАДИ, ЗАЛЕЖИ)
2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РНМ
2.1 Характеристика геологического строения
2.2 Основные параметры пласта
2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
3 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
3.1 Общая характеристика системы разработки
3.2 Анализ выработки пластов
3.3 Характеристика показателей разработки
3.4 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
4 РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ
4.1 Методика расчета
4.2 Расчет показателей разработки
5 Охрана труда при РНМ
6 Охрана недр и окружающей среды при РНМ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Залежь №5 является одним из крупных и сложных объектов разработки терригенных отложений бобриковскоro горизонта Ромашкинского месторождения, совпадает в плане с Миннибаевской площадью девонского горизонта. Разрабатывается залежь с 1970г. НГДУ "Альметьевнефть" самостоятельной сеткой скважин с частичным использованием левонского фонда и систем ППД.
Бобриковские отложения залежи №5 характеризуются высокой неоднородностью па разрезу и площади, которая оказывает существенное влияние на основные технологические показатели разработки.
В настоящее время залежь разрабатывается в соответствии с проектом разработки, выполненным в ТатНИПИнефть в 1998г. Хотя принципиальное положение утвержденного проекта в основном выполнялись, бурение и ввод новых скважин значительно отставали по годам, а за последние 5 лет не было пробурено ни одной новой скважины. В сложившихся условиях разработки залежи возникла необходимость уточнения мероприятия по обеспечению стабильной добычи нефти в ближайшие 15-20 лет.
По данной работе, на основе выполненного в 1999г. пересчета запасовбобриковских залежей Ромашкинского месторождения и технического задания НГДУ, уточнены геологическое строение залежи, начальные балансовые и извлекаемые запасы залежи и блоков, запасы в разбуренных и не разбуренных зонах. Проведен анализ эффективности применяемых MУН и ОПЗ, технического состояния скважин, состояния разработки залежи в целом и отдельных ее зон и участков.
Исходя из анализа состояния выработки запасов нефти из пластов и участков залежи в работе обосновано бурение проектных скважин с уточнением их местоположения, назначения и количества, разработаны дополнительные рекомендации по совершенствованию системы разработки залежи №5 и повышению конечной нефтеотдачи.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАЛЕЖИ Залежь №5 бобриковского горизонта расположена на юго-востоке Татарстана в пределах Альметьевскогои Jlениногорского районов. Границы объекта расположены в пределах Миннибаевской площади, севернее которой находится г.Альметьевск. Для района характерна разветвленная сеть асфальтированных дорог, обеспечивающая круглосуточные перевозки грузов. Ближайшая крупная железнодорожная станция и аэропорт республиканского значения находятся в г.Бугульма, что на юго-восточнее залежи. Ближайшая пристань- па реке Кама - Чистопольи Набережные Челны. Климат района континентальный. Зима суровая, с сильными ветрами и метелями со средней температурой -10-15°С, в отдельные годы, доходящие до -45°С. Замерзание почвы наблюдается с октября по апрель и достигает в среднем 1м. Лето жаркое, средняя температура в июле + 18 +19°С. Среднее количество осадков 402-489 мм в год. Среднегодовая величина атмосферного давления колеблется в пределах 730-735 мм рт.ст.Средне годовая скорость ветра достигает 4,5 м/сек., а максимальная до 15-22 м/сек.
В орографическом отношении район является частью северного продолжения Бугульминско-Белебеевскоговодораздельногоплато. Характерными являются ассиметричные, широкие волнистые плато, перемежающиеся глубокими и широкими долинами. Наиболее высокие отметки поверхности в пределах Миннибаевской площади +90 +100 м. Гидрографическая сеть в районе расположения залежи в основном определяется многочисленными извилистыми притоками р.Кичуй, Степной Зай, Лесная Шешма впадающая в реку Зай,Шешма, а затем: в р.Кама. Основное направление стока с юга на север и северо-запад, что определяется общим понижением местности от возвышенностейШугуровского, Бугульминского и Бавлинского плато.
Почвы, в основном черноземы, имеются также выходы коренных пород, представленных известняками, мергелями, глинами и песчаниками Казанского и Татарского ярусов верхнейперми. Территория относится к зоне лесостепи. Леса представлены березой, дубом, липой, осиной, реже хвойными, кустарниками по берегам рек.
Обеспечение водой: промышленных предприятий, а также населенных пунктов осуществляется за счет камских водоводов и естественных источников.
Наряду с организациями, производящими с/х продукцию для района характерно наличие мощностей нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, нефтегазопроводной и строительно-монтажной индустрии. Снабжение электроэнергией, производится от Куйбышевской ГЭС, Заинской и Уруссинской ГРЭС. Имеется строительное минеральное сырье - известняки, гипсы, суглинки, пески, гравий, щебень и др. 2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РНМ
2.1 Геологическое строение залежей
В тектоническом отношении 5 залежь приурочена к северной части Миннибаевской структурной террасы, осложненной валообразными поднятиямисубмеридианального простирания. Залежь расположена в пределах Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения. Залежь 5 объединяет в себя бывшую залежь 1, расположенную в пределах 1 и 2 блоков, и залежи 3, 4, 5 и 85, расположенные в пределах 3 блока. Залежь пластово-сводного типа, литологически осложненная наличием довольно больших участков замещения пластов-коллекторов на глинистые разности в различных частях структур.
Осадочная толща, залегающая на эродированной поверхности кристаллического фундамента, представлена девонскими,камнеугольными, пермскими, неогеновыми и четвертичными отложениями. Рассматриваемая залежь нефти приурочена к отложениям бобриковского-радаевскогогоризонта визейскогояруса нижнего карбона. Средняя глубина залегания продуктивных коллекторов -1143 м.
Покрышкой для залежи служит пачка непроницаемых пород тульского горизонта, толщиной 8-10 м, представленная темно-серыми, глинистыми, окремнелыми, иногда органогенными известняками. Подстилается - аргиллитами елховского горизонта, толщиной 2-6 м, в зонах размыла елховских глин - известняками турнейского яруса. Терригенные отложения, слагающие продуктивные пласты, относятся к мономинеральным кварцевым песчаникам и алевролитам (кварц составляет 95-99%, породы). По степениотсортированности, размерам обломочных зерен, плотности укладки и строению парового пространства, развития вторичных процессов выделены следующие типы пород:
1 песчаники средне- и разнозернистые;
2 песчаники мелкозернистые и их алевролитовые разности;
3 алевролиты крупнозернистые песчаные;
4 алевролиты разнозернистые;
5 песчаники и алевролиты уплотненные;
6 алевролиты глинистые, связанные взаимопереходными разностями. Первые три типа пород близки между собой и отличаются друг от друга размером слагающих зерен кварца. Этиразности характеризуются малым содержанием мелких фракций, свободной укладкой зерен, иногда неравномерной, за счет примесей алевролитового материала. Глинистый цемент для этих типов не характерен, глинистый материал (2 и 3типы) встречен в виде локальных мелких включений, иногда вдоль более мелкозернистых прожилков. Пористость этих типов высокая - 24-25%. Меньший размер зерен 3 типе влияет на проницаемость породы, которая в алевролитах крупнозернистых заметно ниже. 1, 2 и 3 типы образуют группу пород-коллекторов с высокими коллекторскими свойствами.
Породы 4 и 5 типа образуют группу малопродуктивных коллекторов. В этом типе пород возрастает роль мелких фракций, характерно ухудшение сортировки,неравномерное уплотнение укладки, более интенсивное развитии цемента. Все это приводит к образованию и неравномерному распределению пористых и плотных участков в породе. Содержание локальных включений кальцита ипирита в отдельныхпрослоях может значительно увеличиваться, образуя прослои сплошной цементации, что объясняет неравномерное нефтенасыщение пород и снижение коллекторских свойств.
6тип - алевролиты глинистые. Эти породы встречаются уплотненными прослоями чаще в кровле и подошве, по могут быть и внутри пласта. Для них характерно уплотнение укладки; сокращение размеров и количества пор, плохаяотсортированность и неравномерное распределение глинистого и песчано-алевролитового материала, с увеличением количества мелких фракций до 30%. 4 тип - породы плотные, с низкими коллекторскими свойствами.
В целом, терригенные отложения характеризуются резкой фациальнойизменчивостью разреза, размывом отдельных пачек, различным числом и сочетанием песчано-алевролитовых пластов.
Для практического использования при подсчете запасов, проектировании, контроле и анализе разработки коллекторы бобриковского горизонта разделены на 2 группы: первая группа (1) -продуктивные коллекторы с Кгл<=2%, заводняющиеся при любой минерализации закачиваемой воды, вторая группа (2) -низкопродуктивные коллекторы с Кгл>2%, практически не заводняющиеся водой при плотности ее < 1.9 *10³ кг/м³.
На основании протокола объединения "Татнефть" от 04.08.82г. было принято 4х членное деление отложений бобриковско-радаевского горизонта, выделено четыре разновозрастных пропластка (снизу-вверх): С¹вв-1, С¹вв-2, С¹вв-3 и С¹вв-4. Пропласток С¹вв-4 тульского возраста был отнесен к бобриковско-радаевскому продуктивному горизонту, ввиду частичного слияния с нижележащими пластами и наличия общего ВНК.
Общее число скважин в пределах 5 залежи,вскрывших бобриковскиепласты -1232, в это число входят 245 скважин, вскрывшие чисто водоносные пласты.
Продуктивными на залежи являются пласты-коллекторы С¹вв-4, С¹вв-3, С¹вв-2, С¹вв-1, С¹вв-0. Последний пласт стоит обособленно, встречается только в 10-ти скважинах. В скважинах 1975, 9584, 14895, 14959 - он водоносен; в скважине 26811 -он нефтеносен (бобриковский горизонт имеет увеличенную толщину за счет размыва турнейских отложений, эффективная толщина пласта - 4,8 м), приурочен ко врезовым зонам. В скважинах: 151,299,475,3051,9552- вскрыта лишь кровля этого пласта. Пласт С¹вв-4 имеет прерывистое и линзовидное залегание коллекторов, часто сливается с пластом С¹вв-3. В центре и на юге залежи линзы малых размеров, вскрытие 1-3скважинами. Пласт занимает 9% в ряду скважин, вскрывших горизонт, как самостоятельный пласт, и почти столько же - 8% - в слиянии с пластом С¹вв-3. Толщина нефтенасыщенных коллекторов пласта С¹вв-4 в среднем по площади залежи 1,7 м, при этом толщина коллекторов 1 группы равна 1,7 м, толщина коллекторов 2 группы - 1,6 м.
Пласт С¹вв-3 имеет площадное распространение коллекторов, часто сливается с вышележащим пластом С¹вв-4 и нижележащим пластом С¹вв-2+1, линзовидное залегание коллектора имеет место лишь на отдельных участках. Зоны развития водонасышенных коллекторов развиты, в основном, на северо-востоке и юго-востоке залежи. Средняя по залежи толщина нефтенасыщенныхколлекторов пласта равна 2,8 м, толщина коллекторов 1 группы 3,1 м, толщина низкопродуктивных коллекторов -2,1 м.
Пласты С¹вв-1 и С¹вв-2 рассматриваются, как единый пласт С¹вв-1+2, т.к. практически на всей площади залежи слиты между собой. Пласт имеет довольно большую площадь развития, для него характерно полосообразное и линзовидное распространения коллекторов. Толщина нефтенасьпценных коллекторов данного пласта по площади залежи равна 2,6 м. Средняя толщина нефтенасыщенныхколлекторов 1 группы равна 2,9 м, толщина низкопродуктивных коллекторов - 1,9 м.
Численный анализ комбинаций залегания пластов-коллекторов, характеризующий строение разрабатываемого объекта, приведен ниже.
Статистика вскрытия коллекторов в разрезе эксплуатационного объекта По результатам промыслово-геофизических исследований 85 скважин вскрыли пласты с подошвенной водой. ВНК залегает в интервале - 840,2-867,3 м по 1 блоку залежи, по 2 блоку - 819,3-851,1 м, по 3 блоку - 840,2-867,7 м.Различие отметок ВНК следует связывать с влиянием структурно-литологических факторов, к тому же, для залежей бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения характерен наклон его поверхности с юга и юга-запада на север и северо-восток. Анализ абсолютных отметок начального положения водонефтяного контакта показал, что в большинстве скважин, до 70% случаях, ВНК залегает в интервале отметок - 840-850 м, поэтому, в целом по залежи, ВНК можно принять горизонтальным, при средней отметке -844,7 м.
Проведенный анализ по скважинам, вскрывшим пласты с подошвенной водой, показывает, что общая толщина этих пластов меняется от 1 м до 11,6 м, толщина нефтенасыщенной части - от 1 м до 10 м и составляет в среднем - 3,9 м. Параметр, характеризующий отложения нефтенасыщенной толщины к общей, изменяется от 0,19 до 0,83 и составляет в среднем 0,49.
Общая толщина продуктивных отложений бобриковского горизонта изменяется по площади залежи от 0,8 м, дл 32 м в зоне развития "врезов" и в среднем равна 6,1 м. Средняя толщина коллекторов равна 4,6 м, при этом эффективная нефтенасыщенная изменяется от 0,8 м до 16,8 м и в среднем по залежи равна 4 м, средняя эффективная водонасыщенная толщина составляет 3,8 м (табл.2.1).
В табл.2.2 приведены статические показатели характеристик неоднородности пластов бобриковского горизонта. Коэффициент песчанистости по продуктивной части залежи составляет 0,805 доли ед., коэффициент расчлененности, показывающий среднее количество проницаемых пластов в продуктивном разрезе, равен 1,213 доли ед.
Таблица 2.1
Характеристика толщин бобриковского горизонта
ТолщинаНаименованиеПо пласту в целомОбщаяСредняя, м
Коэффициент вариаций, д.ед
Интервал изменения, м6,1
0,65
0,8-32в т.ч. нефтенасыщеннаяСредняя, м
Коэффициент вариаций, д.ед
Интервал изменения, м5,4
0,65
0,8-32ВодонасыщеннаяСредняя, м
Коэффициент вариаций, д.ед
Интервал изменения, м4,7
0,63
1-18,8ЭффективнаяСредняя, м
Коэффициент вариаций, д.ед
Интервал изменения, м4,6
0,69
0,8-16,8в т.ч. нефтенасыщеннаяСредняя, м
Коэффициент вариаций, д.ед
Интервал изменения, м4
0,7
0,8-16,8ВодонасыщеннаяСредняя, м
Коэффициент вариаций, д.ед
Интервал изменения, м3,8
0,56
0,8-10,2
Таблица 2.2
Количество скважин использованных для опред.Коэф. песчанистости,д.ед. Количество скважин использованных для опред.Коэффициент расчлененности, д.ед.Сред. Значение (по неф. части)Коэф. вариацииПо го-ту в целом по продукт. пластам1175
8460,826
0,805
0,300
0,3201175
8491,220
1,2130,385
0,380Статические показатели характеристик неоднородности пластов бобриковского горизонта
2.2 Основные параметры пласта
Основные параметры, характеризующие коллекторские свойства пород-коллекторов, изучались по данным анализа образцов керна, материалов ГИС и данным гидродинамических исследований пластов и скважин. Результаты проведенных исследований представлены в табл. 2.3 и 2.4
Нефтенасыщенный керн для изучения фильтрационно-емкостных свойств и нефтенасыщенности коллекторов бобриковского горизонта поднят из 10 скважин. По 63 определениям средняя пористость составляет 0,240 доли ед. с коэффициентом вариации, равным 0,153, при интервале изменения от 0,152 до 0,298. По данным лабораторных исследований керна из 7 скважин, где по 34 определениям, среднее значение проницаемости составило 2,152 мкм², с интервалом изменения 0,055-8,705 мкм². Начальная нефтенасыщенность по образцам изменяется от 0,494 до 0,996, со средним значение 0,862. Гидродинамические исследование проведены в 72 скважинах. По 85 определениям средняя проницаемость составила - 0,625 мкм².
Наиболее представительной является характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности по данным ГИС. Для определения всех необходимых для проектирования характеристик коллекторов использованы данные по 1184 скважинам. По данным 1269 определений средняя величина проницаемости коллекторов составляет 1,353 мкм², средняя пористость равна 0,228 доли ед. и начальная нефтенасыщенность - 0,839 доли.ед.
Средневзвешенные значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по пластам и группам коллекторов следующие:
Средневзвешенные по толщине пористости, доли ед.
Пласт1 группа2 группа В целом по пластуС¹вв-40,2370,1970,221С¹вв-30,2400,2070,232С¹вв-1+20,2470,2040,237С¹вв-00,2270,227Средневзвешенные по толщине проницаемости, мкм²
Пласт1 группа2 группа В целом по пластуС¹вв-41,74000,13671,1143С¹вв-32,14640,18431,6704С¹вв-1+22,21500,14611,7456С¹вв-02,26332,2633Средневзвешенные по толщине и пористости нефтенасыщенности, доли ед.
Пласт1 группа2 группа В целом по пластуС¹вв-40,8620,7860,836
С¹вв-3
0,865
0,799
0,851С¹вв-1+20,8690,7950,854С¹вв-00,857-0,857 Как видно из приведенных таблиц, лучшими по пористости и проницаемости являются коллекторы пласта С¹вв-1+2. Пласт С¹вв-0 представлен коллекторами только с высокой фильтрационно-емкостной характеристикой. Средневзвешенная пористость коллекторов 1 группы в целом по горизонту равна 0,241 доли ед., 2 группы - 0,204 доли ед. Средневзвешенная по толщине проницаемости коллекторов 1 группы по данным ГИС равна 2,1299 мкм², 2 группы коллекторов - 0,1683 мкм². Самой высокой нефтенасыщенностью обладают коллекторы 1 группы пласта С¹вв-1+2, средневзвешенная нефтенасыщенность этой группы коллекторов равна 0,866 доли ед., нефтенасыщенность низкопродуктивных коллекторов равна 0,798 доли ед.Статические ряды распределения проницаемости по данным геофизических исследований скважин (табл.2.4) показывают, что из всего числа определений в 679 случаев проницаемость коллекторов бобриковского горизонта превышает величину 0,851 мкм², в118 случая величина проницаемости коллекторов не превышает 0,05 мкм².
Значение параметров, принятые по данным ГШИС для проектирования дальнейшей разработки 5 залежи, приведены в табл.2.3.
Таблица 2.3
Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности бобриковского горизонта
Метод определения НаименованиеПроницаемость, мкм²Пористость, доли ед.Начальная нефте-
насыщенность, д.еЛабораторные исследования кернаКоличества скв.,шт
Кол-во опред.,шт
Среднее значение
Коэф. вар-ции, д.ед
Интервал изменен.7
34
2,152
0,982
0,55-8,70510
63
0,240
0,153
0,152-0,2984
20
0,862
0,172
0,494-0,996Геофизические исследования скважинКоличества скв.,шт
Кол-во опред.,шт
Среднее значение
Коэф. вар-ции, д.ед
Интервал изменен.1184
1269
1,353
0,896
0,038-6,4491184
1269
0,228
0,125
0,127-0,3321184
1269
0,839
0,050
0,625-0,913Гидродинамические исследования скважинКоличества скв.,шт
Кол-во опред.,шт
Среднее значение
Коэф. вар-ции, д.ед
Интервал изменен.72
85
0,625
1,23
0,014-4,423
Принятые при проектировании значения параметров1,3530,2280,839
Таблица 2.4
Статические ряды распределения проницаемости
NN
п/пПо данным геофизических исследованийПо данным лабораторного изучения кернаИнтервалы изменения, мкм²Число случаевИнтервалы изменения, мкм²Число случаев1Менее 0,051880-0,050-20,051-0,060170,051-0,100230,061-0,07090,101-0,150240,071-0,080100,151-0,200-50,081-0,090160,201-0,250-60,091-0,100120,251-0,300-70,101-0,110120,301-0,350180,111-0,12060,351-0,400190,121-0,13090,401-0,450-100,131-0,14090,451-0,5002110,141-0,150110,501-0,5501120,151-0,160150,551-0,6002130,191-0,200400,601-0,650-140,201-0,250330,651-0,7001150,251-0,300280,701-0,750-160,301-0,350310,751-0,800-170,351-0,400310,801-0,850-180,401-0,450240,851-0,900-190,451-0,500110,901-0,9501200,501-0,550230,951-1,000-210,551-0,600141,001-1,050-220,601-0,650301,051-0,100-230,651-0,700241,101-1,150-240,701-0,750151,151-1,2001250,751-0,800141,201-1,250-260,801-0,850181,251-1,3004270,851 и более6791,301 и более16
2.3. Физико-химические свойства пластовых флюидов.
Всего по бобриковскому горизонту залежи номер 5 проанализировано: пластовых - 39 проб, поверхностных - 36 проб ( табл. 2.5., 2.6.)
При расчете средних значений параметров проводилось отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Ниже приводится краткая характеристика нефти по горизонту.
Исследования свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 23 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 39 проб, следующие : давление насыщения - 2,9 МПа, газосодержания - 19,1м³/т, объемный коэффициент - 1,061, динамическая вязкость составляет 27,04 МПа* с. Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность пластовой нефти - 851 кг/м³, сепарированной - 894,8 кг/м³. По данным анализам поверхностных проб нефть бобриковского горизонта тяжелая. По содержанию серы- 3,6%масс, нефти являются высокосернистый. Кинематическая вязкость при 20ºС составляет 39,7*〖10〗^(-6)м²/с (табл. 2.7.)
Таблица 2.5
Свойства пластовой нефти залежи №5
НаименованиеБобриковский горизонтКоличество исследованных
Диапазон измененияСреднее значениеСкважинПроба)нефть
Давление насыщения газом, МПа
Газосодержание, при однократном разгазировании, м³/т Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.
Газосодержание при дифференциальном разгазированиив рабочих условиях, кг/м³
Суммарное газосодержание, м³/т
Плотность, кг/м³
Вязкость, МПа*с
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих услових, доли ед.
б) Пластовая вода
Газосодержание, м³/т
В т.ч. сероводорода, м³/т
Объемный коэффициент, доли ед.
Общая минерализация, г/л
Вязкость, МПа*с
Плотность, кг/м³
23
23
23
Не опр.
Не опр.
23
23
23
153
153
153
39
39
39
Не опр.
Не опр.
39
39
39
153
2
153
2,55-3,2
16,3-22,1
1,052-1,070
Не опр.
Не опр.
845-862
22,3-30,2
1,05-1,0506
0,089-0,245
-
1,005-1,0015
179,61-257,09
1,45-178
1126,7-1177,0
2,9
19,1
1,061
Не опр.
Не опр.
851
27,04
1,0504
0,167
-
1,01
234,37
1,62
1157,6
Среднее значение выбрано по скважине 17585
Таблица 2.6
Таблица 2.7
Физико-химические свойства и фракционной
состав разгазированной нефти залежи №5
НаименованиеБобриковский горизонтКоличество исследованныхДиапазон измененияСреднее значениеСкв.проб
Вязкость динамическа, мПа*с
При 20ºС
50ºС
Вязкость кинематическая, 〖10〗^(-6)м²/с
При 20ºС
50ºС
Температура застывания,ºС
Температура насыщения парафином,ºС
Не опр.
Не опр.
23
23
23
Не опр.
Не опр.
Не опр.
36
36
36
Не опр.
Не опр.
Не опр.
36,5-40,1
11,2-14
-18
Не опр.
Не опр.
Не опр.
39,7
13
-18
Не опр.Массовое содержание,%
Серы
Смол силик.
Асфальтенов
Парафинов
Солей
Воды
Мехпримисей23
23
23
23
Не опр.
Не опр.
Не опр.36
36
36
36
Не опр. Не опр.
Не опр.3,2-3,8
16,66-21
9,2-11,3
1,15-1,5
Не опр. Не опр.
Не опр.3,6
20,4
10,3
1,4
Не опр. Не опр.
Не опр.Температура плавления парафином,ºСНе опр.Не опр.Не опр.Не опр.Объемный фракций,%Н.к 100ºС До 150 ºС
До 200 ºС
До 300 ºС
До 350 ºС23
Не опр.
23
23
Не опр.36
Не опр.
36
36
Не опр.4,8-58,2
Не опр.
16,5-19,8
34,3-38,9
Не опр.5
Не опр.
18,8
36,9
Не опр.
Подземные воды приурочены в основном к песчаникам и алевролитам, имеющим повсеместное распространение. Водоносные пласты перекрываются плотными карбонатами и аргиллитами тульского горизонта, служащими региональным водоупором.
Дебиты скважин в этих отложениях колеблются в пределах 18-50 м³/сут при динамических уровнях 200-400 м от устья. Абсолютные отметки уровней составляют плюс 35-50 м.
Режим залежей упруго-водонапорной. По ионно-соленному составу(по В.А.Сулину) воды относятся к хлоридно-кальциевому типу (табл. 2.8).
Общая минерализация коллеблится в пределах 179,6-257,1 г/л, а плотность - 1126,7-1177,0 кг/м³.
Газовый состав подземных вод - метаново-азотный. Газонасыщенность изменяется в интервале 0,089-0,245 м³/т, объемный коэффициент - 1,005-1,015.
Таблица 2.8
Содержание ионов и примесей в пластовой воде
Содержание ионов, моль/м³ и примесей, г/м³Количество исследованныхДиапазон изменения Среднее значениеСреднее значение по скважинеСкв.Проб.Cl
SO_4^(2-)
HC0_3^-
Ca^(2+)
Mg^(2+)
K^++Na^+
Примеси
pH153
153
153
153
153
153
153153
153
153
153
153
153
33097.46-4481.9
0.15-14.18
0.19-7.60
209.25-664.30
80.08-243.82
2466.11-3594.8
0.00-6.704080.16
6.83
3.12
281.84
168.42
3202.29
4.474073.47
6.04
3.80
279.29
153.61
3229.03
-
Среднее значение выбрано по скважине 17585
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
202
Размер файла
321 Кб
Теги
kursach, novy
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа