Заглавная страница
Избранные статьи
Случайная статья
Познавательные статьи
Новые добавления
Обратная связь
FAQ
Написать работу

ТОП 10 на сайте

Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации

Техника нижней прямой подачи мяча.

Франко-прусская война (причины и последствия)

Организация работы процедурного кабинета

Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний

Коммуникативные барьеры и пути их преодоления

Обработка изделий медицинского назначения многократного применения

Образцы текста публицистического стиля

Четыре типа изменения баланса

Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву

Мы поможем в написании ваших работ!

ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Влияние общества на человека

Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации

Практические работы по географии для 6 класса

Организация работы процедурного кабинета

Изменения в неживой природе осенью

Уборка процедурного кабинета

Сольфеджио. Все правила по сольфеджио

Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления

Главная Избранные Случайная статья Познавательные Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу

Физико-химические свойства пластовых вод

↑

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 17Следующая ⇒

На Верхне-Колик-Еганском месторождении гидрогеологические исследования проведены в 27 скважинах на 87 объектах.

Месторождение расположено в восточной краевой части крупнейшего Западно-Сибирского артезианского бассейна. В пределах бассейна прослеживаются вертикальная и латеральная зональности.

В Среднеобском районе в геологическом разрезе по гидрогеологическим, гидрохимическим, гидродинамическим и термодинамическим показателям выделяют пять гидрогеологических комплексов, которые в свою очередь объединены в гидрогеологические этажи: верхний (Q - К₂) и нижний (К₂S - J₁).

Нижний гидрогеологический этаж имеет региональное распространение и включает четыре водоносных комплекса: юрский, ачимовский, неокомский и апт-альб-сеноманский. Для вод этого этажа характерны сравнительно большие значения минерализации, температур, значительные концентрации микроэлементов.

Химический состав и физические свойства вод юрского комплекса изучены по пробам, отобранным из 20 скважин (табл. 2.3.1).

Таблица 2.3.1. Результаты химического анализа воды

№	Глубина	Плот ность, г/см³	рН	Содержание ионов (мг/л; мг-экв/л; мг-экв)
скв	отбора проб, м			К+	Na+	Ca++	Mg++		Cl^-		SO₄^--	NO₂^-		CO₃^-		HCO₃^-		NH₄+	B	J^-	Br^-	SiO₂^-	F^-	общая минер., мг/л
Пласт ПК₁₉
58	1513-1521	1.002	7.55	1	4	14	5	13		н/о		н/о	н/о		49		н/о		1.31	н/о	н/о	4	0.27	86
				0.03	0.17	0.7	0.4	0.37							0.8
				2	13	54	31	32							68
59	1540-1548	1.005	7.20	50	2833	132	29	425.5		н/о		н/о	н/о		427		24		11.11	2.58	18.9	13	1.9	7726
				13	173.2	66	24	120							7.8
				1	92	5	2	94							6
72	1570-1574	1.007	6.90	39	3800	258	45	6028		н/о		0.07	н/о		512		27.0		11.11	2.54	26.02	13	1.05	10682
				1.0	165.2	12.9	37	170							8.4
				1	90	7	2	95							5
81	1558-1566	1.007	7.30	70	3701	152	63	5674		н/о		н/о	н/о		1122		15		6.25	3.39	22.22	14	1.51	10797
				1.80	160.9	7.60	5.20	160.0							18.40		0.83
				1	91	4	3	90							10		1
82	1552-1556	1.007	11.7	90	4000	424	н/о	6383		49		н/о	60		180		22.5		7.41	3.44	27.0	7	0.69	11186
	1567-1671			2.3	173.9	21.2		180		1.02			2.0		2.6
				1	88	11		93		1			1		5
	1552-1561	1.009	6.65	100	4625	278	17	7801		62		н/о	н/о		317		240		11.11	0.85	37.4	8	0.83	13200
				2.6	201.1	13.9	1.4	220		1.29					5.2
				1	92	6	1	97		1					2
92	1573-1577	1.006	7.20	32	3300	188	47	5319		6		н/о	н/о		250		6.0		6.06	4.28	23.76	17.92	1.42	9142
				0.80	143.5	9.4	3.9	150		0.13					4.2
				1	91	6	2	97		-					3
Пласт ПК₂₀
62	1568-1582	1.007	7.60	30	3800	160	41	6028		6		н/о	н/о		439		7.5		6.25	16.96	38.16	23	1.51	10511
				0.80	165.20	8.00	3.40	170.0		0.13					7.20		0.42
				1	93	4	2	96		-					4		-

1	2	3	4	5	6	7	8		9		10	11		12		13		14	15	16	17	18	19	20
Пласт БВ₁₀
59	2120-2125	1.013	7.1	70	5571	1226	47	1738		н/о		н/о	н/о		256		24		18.52	3.44	42.12	37	0.87	17808
				1.8	242.2	61.3	3.9	300							4.2
				1	78	20	1	99							1
84	2106-2110	1.018	6.6	100	8143	1360	97	15248		н/о		н/о	н/о		324		36		37.04	3.34	16.8	44	1.51	25277
				2.6	354	68	8.0	430							5.4
				-	82	16	2	99							1
Пласт БВ₁₁
62	2167-2171	1.009	7.60	30	4630	868	32	8510		9		н/о	н/о		232		6		14.58	2.54	33.06	28	1.51	14317
				0.80	201.1	43.4	2.60	240.0		0.19					3.80		0.33
				-	81	18	1	98		-					2		-

Ачимовская толща

2393-2400

1.013

7.50

130

5570

1304

10638

н/о

427

20.83

2.54

41.73

0.48

18121

(АчБВ₁₅²)

3.30

242.2

65.20

0.60

300.0

0.69

7.00

0.66

2391-2396

1.018

7.0

7333

2070

14893

н/о

549

35.19

8.48

48.24

0.66

25030

(АчБВ₁₆)

2.26

318.8

103.5

8.0

420

9.0

2400-2407

1.017

7.15

6714

2360

14184

н/о

647

27.08

4.24

59.08

0.87

24060

(АчБВ₁₈)

2.30

291.90

118.0

1.40

400.0

0.38

10.6

1.66

2404-2408

1.019

6.6

100

7500

2360

134

15602

н/о

830

37.04

5.94

37.4

0.6

26539

(АчБВ₁₈)

2.6

326.1

118

11.0

440

0.27

13.6

2411-2420

1.009

6.95

100

3300

1810

8510

н/о

134

165

20.37

1.7

4.06

0.29

13983

(АчБВ₁₉)

2.6

143.5

90.5

2.5

240

2.06

Пласт ЮВ₁¹

2488-2506

1.006

7.15

3000

306

4964

н/о

647

1.2

8.62

1.7

17.34

0.38

9051

2.3

130.4

15.3

140

10.6

Минерализация вод данного комплекса, по наиболее достоверным пробам, изменяется от 27,8 до 36,1-40,9 г/л. Такая минерализация согласуется с соседним Бахиловским месторождением, где минерализация изменяется от 22 г./л до 32,7 г/л. По величине минерализации воды юрского комплекса относятся к соленым (минеральным).

По классификации Сулина В.А. тип вод является хлоридно-кальциевым. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия + калия (75-91%-экв), кальция (7 - 22%-экв), хлора (95 - 98%-экв), гидрокарбоната (1 - 5%-экв).

Из микрокомпонентов присутствуют йод (2,54-19,35 мг/л), бром (45,99-94,95 мг/л), бор (6,58-72,23 мг/л), фтор (0,29-1,51 мг/л).

Растворенный в воде газ метанового состава: метана - 83,04-91,52%, этана - 1,61-3,33%. Негорючая часть представлена в основном азотом (2,4-7,7%), относительная плотность газа по воздуху в среднем - 0,648.

Притоки пластовой воды характеризуются дебитами от единиц м³/сут до 232,2 м³/сут при преобладании дебитов 20-80 м³/сут.

Водоносные отложения ачимовской толщи опробованы в 11 скважинах, по которым выполнено 19 анализов вод. Притоки пластовой воды характеризуются дебитами от единиц м³/сут до 61,2 м³/сут.

Воды ачимовской толщи хлоридно-кальциевого типа. Минерализация пластовой воды изменяется в пределах от 18 г./л (скв. 59) до 26,5 г/л (скв. 72). Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия + калия (71-96%-экв), кальция (3-29%-экв), хлора (97-99%-экв), гидрокарбоната (1-3%-экв). Из микрокомпонентов присутствуют йод (2,54-28,7 мг/л), бор (5,47-37,74 мг/л), бром (5,94-83,16 мг/л), фтор (0,48-1,75 мг/л).

Плотность пластовой воды 1,012-1,026 г./см³.

Неокомский комплекс опробован в 11 скважинах, по которым получены притоки пластовой воды дебитами до 137,4 м³/сут при Н_д= 371 м (скв. 60).

По неокомскому гидрогеологическому комплексу было отобрано на химический анализ 22 пробы пластовой воды.

Минерализация пластовых вод пластов группы АВ соответствует 11,4-17,4 г/л, пластов БВ - 12,7-25,7 г/л.

Воды данного комплекса характеризуются содержанием микрокомпонентов: йода (1,74-8,72 мг/л), бора (6,31-37,04 мг/л), брома (3,78-63,18 мг/л), фтора (0,57-2,76 мг/л). Основные солеобразующие компоненты содержатся в количествах: ионы натрия + калия - 73,95%-экв, кальция - 4-26%-экв, хлора - 90-100%-экв, гидрокарбоната - 1-5%-экв. Плотность пластовой воды 1,008-1,021 г./см³.

По данным отобранных проб воды неокомского гидрогеологического комплекса на месторождении хлоридно-кальциевого типа. Содержание ионов калия + натрия, по сравнению с юрским водоносным комплексом, уменьшается, а содержание ионов кальция наоборот увеличивается.

Растворенный в водах газ метанового состава с содержанием метана от 91,98 до 96,06%, азота 0,88-6,8%, тяжелых углеводородов от 0,03 до 2,94%, гелия от 0,01-0,02%, аргона от 0,01-0,08%. Сероводород и кислород присутствуют в небольшом количестве.

Неокомский гидрогеологический комплекс перекрывается глинистыми породами нижнеаптского возраста толщиной до 67 м.

Апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекспредставлен литологически, в основном, слабосцементированными породами: песками, песчаниками, алевролитами с прослоями глин. Толщина комплекса около 800 м.

Обладая высокими коллекторскими свойствами (пористость до 29,6%, проницаемость от сотен до тысяч миллидарси) и значительной эффективной толщиной, этот комплекс содержит неисчерпаемые запасы вод, которые могут быть использованы, в частности, для поддержания пластового давления в нижележащих продуктивных пластах.

Этот комплекс опробован в 18 скважинах. Дебиты пластовой воды колеблются от единиц до 124,5 м³/сут при D Р = 3,1 Мпа.

По данным имеющихся анализов воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса имеют минерализацию 7,5-21,8 г/л.

По классификации Сулина В.А. воды хлоридно-кальциевого типа, реже хлоридно-магниевого и гидрокарбонатно-натриевого типа. Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия + калия, кальция и магния, из микрокомпонентов присутствуют йод (до 16,96 мг/л), бром (до 40,5 мг/л), аммоний (до 72 мг/л).

В целом для вод нижнего гидрогеологического этажа характерны относительно высокая минерализация и повышенное содержание микроэлементов. Растворенный газ метанового состава (СН₄ - до 95%), с незначительным процентом тяжелых углеводородов (порядка 0,01-0,84%). Содержание азота достигает 6,98%, углекислого газа - 6,62%.

Запасы нефти и газа

На момент составления и принятия на ЦКР ХМАО (протокол №584 от 12.04.2005 г.) Анализа разработки Верхне-Колик-Еганского месторождения на Государственном балансе числились начальные геологические запасы нефти и газа по 55 объектам, которые приведены в таблице 2.4.1.

Таб. 2.4.1. Начальные геологические запасы нефти и газа Верхне-Колик-Еганского месторождения. (Данные Государственного баланса по состоянию на 01.01.2005 г.)

пласт

Нефти, тыс. т

свободного газа, млн. м³ С₁ С₂ С₁+С₂ С₁ С₂ С₁+С₂ ипатовская свита 43 196 4 822 48 018 ПК-1 299 233 532 ПК-6 1 777 825 2 602 ПК-11 2 096 7 158 9 254 457 457 ПК-12 2 577 2 577 72 72 ПК-13-0 1 085 284 1 369 ПК-13 1 187 1 201 2 388 268 268 ПК-14 1 720 1 720 691 682 1 373 ПК-16 5 521 3 030 8 551 320 219 539 ПК-17 1 401 1 064 2 465 ПК-18 21 307 10 369 31 676 910 1 546 2 456 ПК-19 118 903 118 903 2 191 3 675 5 866 ПК-20-1 5 074 3 018 8 092 123 1 224 1 347 ПК-20-2 144 144 ПК-21 2 871 3 777 6 648 2 042 2 042 ПК-22 1 865 2 709 4 574 911 911 Итого по «ПК»: 161 686 36 668 198 354 9 829 8 643 18 472 АВ-1-1 6 574 6 574 АВ-1-2 1 735 1 673 3 408 315 315 АВ-2-1 291 948 1 239 650 203 853 АВ-2-2 654 198 852 АВ-3-1 1 968 2 187 4 155 1 363 1 363 АВ-3-3 1 473 1 473 155 155 АВ-4-2 860 937 1 797 АВ-4-3 1 385 1 065 2 450 АВ-6 2 987 911 3 898 Итого по «АВ»: 16 454 9 392 25 846 2 483 203 2 686 БВ-1 3 227 3 227 БВ-2 1 086 1 016 2 102 БВ-3 1 024 390 1 414 БВ-6-1 1 033 429 1 462 БВ-6-2 526 369 895 БВ-9 412 1 466 1 878 4 661 4 661 БВ-10 25 666 8 165 33 831 6 089 427 6 516 БВ-10-2 974 601 1 575 БВ-11-1 15 498 4 949 20 447 БВ-11-2 32 300 15 479 47 779 22 163 242 22 405 БВ-13-1 3 906 1 923 5 829 230 230 БВ-13-2 4 013 7 426 11 439 424 92 516 БВ-13-3 1 075 805 1 880 БВ-14 397 965 1 362 258 258 БВ-15 3 439 932 4 371 Итого по «БВ»: 87 680 42 711 130 391 40 721 2 965 43 686 АЧИМ-1 3 098 87 3 185 АЧИМ-2 7 465 7 465 АЧИМ-3 36 939 2 896 39 835 АЧИМ-4 7 766 2 506 10 272 Итого по «АЧИМ»: 55 268 5 489 60 757 ЮВ-1-1 18 487 4 622 23 109 ЮВ-1/2-3 106 531 1 123 107 654 Итого по ЮВ-1: 125 018 5 745 130 763 ЮВ-2 3 193 357 3 550 ЮВ-3 5 499 5 499 ЮВ-4 2 283 2 283 ЮВ-5 1 152 1 152 ЮВ-8-1 12 405 3 256 15 661 ЮВ-8-2 1 365 1 365 ЮВ-9-1 864 599 1 463 ЮВ-9-2 1 202 956 2 158 ЮВ-10 20 763 1 956 22 719 Итого по ЮВ - (2-10): 47 361 8 489 55 850 ВСЕГО: 493 467 108 494 601 961 104 329 11 065 115 394

Общая оценка геологических запасов нефти по 46 продуктивным пластам составляла 601 961 тыс. т, в том числе 493 467 тыс. т или 82.0% по кат. С₁. Среди группы пластов первое место занимали пласты ПК - 198 354 тыс. т или 33.0% от запасов нефти месторождения. Далее в равных объемах (21.7%) были представлены пласты группы БВ - 130 391 тыс. т и горизонта ЮВ-1 - 130 763 тыс. т. Продуктивные объекты ачимовской толщи (Ачим1-4) занимали четвертое место с запасами в 60 757 тыс. т (10.1.%). Чуть меньшее количество нефти содержали пласты нижней и средней юры (ЮВ₂ - ЮВ₁₀) - 55 850 тыс. т (9.2%). Объем запасов нефти в пластах группы АВ носил явно подчиненный характер - 25 846 тыс. т или 4.3.%.

Среди отдельных продуктивных пластов по объему начальных геологических запасов нефти особо выделялись ПК₁₉ - 118 903 тыс. т (19.8% от ресурсов нефти месторождения), ЮВ₁^2-3 - 107 654 тыс. т (17.9%), БВ₁₁² - 47 779 тыс. т (7.9%), Ачим3 - 39835 тыс. т (6.6.%). К числу объектов с запасами более 10 млн. т относились пласты ПК₁₈, БВ₁₀, БВ₁₁¹, БВ₁₃², Ачим4, ЮВ₁¹, ЮВ₈¹ и ЮВ₁₀.

Следует отметить, что состояние ресурсной базы Верхне-Колик-Еганского месторождения, которое отражено в Госбалансе на 01.01.2005 г., соответствует уровню его изученности 1993-94 гг. и основывалось на материалах сейсморазведки 2Д и данных поисково-разведочных скважин.

Запасы свободного газа по данным Госбаланса на 01.01.2005 г. числились по 29 продуктивным пластам, в число которых вошли ипатовская свита, группы ПК, АВ и БВ.

Общая оценка запасов газа по этим данным (табл. 2.4.1) составляет 115 394 млн. м³, в том числе 104 329 млн. м³ по кат. С₁ (90.4%). Самым крупным газовым объектом является ипатовская свита - 48 018 млн. м³ газа или 41.6% от ресурсов газа месторождения.

Группа пластов БВ с суммарными запасами газа в 43 366 млн. м³ (37.6%) занимает второе место. Продуктивный пласт БВ₁₁² с запасами 20 467 млн. м³ является вторым после ипатовской свиты.

В пластах группы ПК запасы свободного газа составляют по данным Госбаланса 21 324 млн. м³ (18.5%). В указанной группе пласт ПК₁₉ характеризуется объемом газа в 8 713 млн. м³ (7.6% от ресурсов месторождения).

Пласты группы АВ занимают незначительную (2.3%) долю в общих запасах свободного газа месторождения.

Извлекаемые запасы нефти Верхне-Колик-Еганского месторождения по данным Госбаланса на 01.01.2005 г. приведены в таблице 2.4.2.

Таб.2.4.2. Начальные геологические и извлекаемые запасы нефти Верхне-Колик-Еганского месторождения

пласт

Геологические, тыс. т

КИН

Извлекаемые, тыс. т

С₁

С₂

С₁+С₂

С₁

С₂

С₁+С₂

С₁

С₂

С₁+С₂

ПК-6

1 777

825

2 602

0,200

356

165

521

ПК-11

2 096

7 158

9 254

0,200

0,268

0,252

419

1 917

2 336

ПК-12

2 577

0,290

747

ПК-13-0

1 085

284

1 369

0,200

217

274

ПК-13

1 187

1 201

2 388

0,200

237

240

477

ПК-14

1 720

0,200

344

ПК-16

5 521

3 030

8 551

0,290

0,026

0,196

1 601

1 680

ПК-18

21 307

10 369

31 676

0,350

0,200

0,301

7 457

2 074

9 531

ПК-19

21 181

43 480

64 661

0,200

4 236

8 696

12 932

ПК-20-1

5 154

12 040

17 194

0,200

1 031

2 408

3 439

ПК-21

2 871

3 777

6 648

0,200

575

755

1 330

ПК-22

1 865

2 709

4 574

0,199

0,200

372

542

914

Итого по «ПК»

64 044

89 170

153 214

0,258

0,202

0,225

16 501

18 024

34 525

АВ-1-1

6 574

0,350

2 301

АВ-1-2

1 735

1 673

3 408

0,200

347

335

682

АВ-2-1

291

948

1 239

0,200

190

248

АВ-2-2

654

198

852

0,200

0,202

0,201

131

171

АВ-3-1

1 968

2 187

4 155

0,200

394

437

831

АВ-3-3

1 473

0,200

295

АВ-4-2

860

937

1 797

0,200

172

187

359

АВ-4-3

1 385

1 065

2 450

0,200

277

213

490

АВ-6

2 987

911

3 898

0,200

597

182

779

Итого по «АВ»

16 454

9 392

25 846

0,260

0,200

0,238

4 277

1 879

6 156

БВ-9

412

1 466

1 878

0,200

293

375

БВ-10

8 881

29 088

37 969

0,203

0,261

0,247

1 803

7 592

9 395

БВ-10-2

974

601

1 575

0,300

292

180

472

БВ-11-1

17 889

10 800

28 689

0,200

3 578

2 160

5 738

БВ-11-2

32 300

15 479

47 779

0,200

6 460

3 096

9 556

БВ-13-1

3 906

1 923

5 829

0,264

0,250

0,259

1 031

481

1 512

БВ-13-2

4 013

7 426

11 439

0,250

1 003

1 856

2 859

БВ-13-3

1 075

805

1 880

0,199

214

160

374

АчБВ-14

1 664

2 114

3 778

0,250

0,192

0,218

416

406

822

БВ-15

662

2 865

3 527

165

550

715

Итого по «БВ»

71 776

72 567

144 343

0,210

0,231

0,220

15 044

16 774

31 818

АЧИМ-1

3 098

3 185

0,250

0,253

0,250

775

797

АЧИМ-2

7 465

0,274

2 043

АЧИМ-3

36 939

2 896

39 835

0,267

0,200

0,263

9 879

579

10 458

АЧИМ-4

7 766

2 506

10 272

0,220

1 708

551

2 259

Итого по «АЧИМ»:

55 268

5 489

60 757

0,261

0,210

0,256

14 405

1 152

15 557

ЮВ-1-1

7 391

3 562

10 953

0,391

0,300

0,361

2 890

1 069

3 959

ЮВ-1/2-3

84 266

8 072

92 338

0,400

0,300

0,391

33 683

2 422

36 105

Итого по ЮВ-1

91 657

11 634

103 291

0,399

0,300

0,388

36 573

3 491

40 064

ЮВ-2

3 193

357

3 550

0,200

0,269

884

955

ЮВ-3

2 840

0,250

710

ЮВ-4

2 283

0,370

844

ЮВ-5

1 152

0,300

346

ЮВ-8-1

4 289

2 972

7 261

0,200

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 567 8 9 10 Следующая ⇒

Познавательные статьи:

Алгоритмические операторы Matlab

Конструирование и порядок расчёта дорожной одежды

Исследования учёных: почему помогают молитвы?

Почему терпят неудачу многие предприниматели?

Последнее изменение этой страницы: 2020-12-09; просмотров: 175; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 18.119.112.208 (0.012 с.)