Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ: Археология Биология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология 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 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
59	2393-2400	1.013	7.50	130	5570	1304	7	10638		33		н/о	н/о		427		12		20.83	2.54	41.73	31	0.48	18121
(АчБВ152)				3.30	242.2	65.20	0.60	300.0		0.69					7.00		0.66
				1	78	21	-	98		-					2		-
72	2391-2396	1.018	7.0	88	7333	2070	97	14893		н/о		н/о	н/о		549		54		35.19	8.48	48.24	15	0.66	25030
(АчБВ16)				2.26	318.8	103.5	8.0	420							9.0
				-	74	24	2	98							2
62	2400-2407	1.017	7.15	90	6714	2360	17	14184		18		н/о	н/о		647		30		27.08	4.24	59.08	17	0.87	24060
(АчБВ18)				2.30	291.90	118.0	1.40	400.0		0.38					10.6		1.66
				1	70	29	-	97		-					3		-
72	2404-2408	1.019	6.6	100	7500	2360	134	15602		13		н/о	н/о		830		66		37.04	5.94	37.4	12	0.6	26539
(АчБВ18)				2.6	326.1	118	11.0	440		0.27					13.6
				1	71	26	2	97		-					3
84	2411-2420	1.009	6.95	100	3300	1810	30	8510		99		н/о	н/о		134		165		20.37	1.7	4.06	5	0.29	13983
(АчБВ19)				2.6	143.5	90.5	2.5	240		2.06					22
				1	60	38	1	98		1					1
Пласт ЮВ11
66	2488-2506	1.006	7.15	90	3000	306	44	4964		н/о		н/о	н/о		647		1.2		8.62	1.7	17.34	16	0.38	9051
				2.3	130.4	15.3	36	140							10.6
				2	86	19	2	93							7

 

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 ⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒ Поделиться: Читайте также:  Организация работы процедурного кабинета Статус республик в составе РФ Понятие финансов, их функции и особенности Сущность демографической политии 
	Последнее изменение этой страницы: 2020-12-09; просмотров: 156; 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 - 3.145.186.6 (0.141 с.)