Общая геологическая характеристика Серафимовского месторождения нефти Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

международный научный журнал «инновационная наука»

№12/2015

2410-6070

Продолжение таблицы 1

Количество определений 298 809 1116

Среднее значение 49,1 20 53,1

Интервал изменения 0,3 - 690 14,8 - 23,3 30,7 - 79,4

ЮС0к2 Количество скважин 1 1 1

Количество определений 5 13 1

Среднее значение 0,42 13,1 69

Интервал изменения 0,1 - 0,9 11,5 - 14,7 18

ЮС21 Количество скважин 15 15 46

Количество определений 221 546 50

Среднее значение 3,4 16 41,3 - 63,3

Интервал изменения 0,3 - 55 13,6 - 20,4 138

Основные результаты анализа поверхностных проб разгазированной нефти:

Таблица 2

Параметр Пласты

АС102 ЮС0к2 ЮС21

Плотность дегазированной нефти, кг/м3 872 860 856

Вязкость дегазированной нефти, мПахс 26,8 13,6 13,4

Массовое содержание, %

- серы 0,66 0,76 0,73

- смол силикагелевых 8,48 6,72 7,04

- парафинов 3,09 3,68 2,43

По результатам проведенных исследований и составленных по ним таблицам можно сделать вывод, что нефть на месторождении характеризуется как легкая(862), сернистая (0,72), смолистая (7,41%), парафиновая (3,06%), что является типичным для месторождения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Список использованной литературы:

1. Вендельштейн Б.Ю, Козяр В.Ф., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по определению подсчётных параметров залежей нефти и газа. Калинин: НПО «Союзпромгеофизика», 1990. -. 261с.

2. Геология и полезные ископаемые России. Западная Сибирь. Том 2. г. Санкт-Петербург. Изд. ВСЕГЕИ, 2007.

© Миннимухаметова А.А., Матросов В.Ю., 2015

УДК 550.38

А.И.Сергеева

Студентка 4 курса, географического факультета Башкирский государственный университет, г. Уфа, РФ

ОБЩАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СЕРАФИМОВСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ.

Аннотация

Данная статья представляет собой теоретическое исследование геологического строения и углеводородного потенциала Серафимовского нефтяного месторождения. В статье кратко изложено геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника и положение в общем структурном плане газонефтяной области.

международный научный журнал «инновационная наука» №12/2015 issn 2410-6070

Ключевые слова

Пористость пласта, визейский ярус, углистый сланец, продуктивная толща.

Месторождение было открыто в 1949 году на территории Туймазинского района республики Башкортостан. Относиться к одним из крупных (запасы Балансовые запасы 147211 тыс. т) месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. На данный момент разработку месторождения ведет НГДУ «Октябрьскнефть». Геологический разрез месторождения представлен отложениями рефейского, вендского, девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста. Запасы месторождения приурочены отложениям девона и нижнего карбона.

Девонские отложения представлены средним и верхним отделами. Средний девон сложен песчано-гравийными разностями и др. Верхний девон сложен преимущественно терригенными образованиями.

Каменоугольная система представлена отложениями турнейского и визейского возраста. Турнейский ярус сложен в основном глинистыми и окремнелыми известняками, в верхней части разреза с прослоями темных аргиллитов. Мощность яруса от 75 до 125 метров. Визейский ярус в основании сложен терригенными породами, которые представлены песчаниками, аргиллитами и алевролитами с прослоями каменного угля и углистого сланца. Выше по разрезу залегают глинистые отложения и известняки.

Продуктивные пласты каменноугольной системы связаны с отложениями визейского и турнейского яруса. В разрезе нижний части визейского яруса выделяются два песчано-алевролитовых пласта: CVI и CVI2 (сверху вниз). Оба пласта в продуктивной части сложены песчаниками, мелкозернистыми, алевритистыми, часто глинистыми. Продуктивные толщи турнейского яруса сложены кавернозными известняками и доломитами.

Продуктивные пласты девонской системы связаны с отложениями фаменского, франского яруса. Продуктивные пласты фаменского яруса сложены доломитами серыми и зеленовато-серыми, мелкокристаллическими, кавернозно-пористыми, сульфатизированными и подчиненными прослоями известняков трещиноватых, мелкокристаллических. Пористость коллектора около 9 %. Продуктивные платы франского яруса сложены светлыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками, переходящими иногда в крупнозернистые алевролиты. Пористость пласта около 17 %, проницаемость 0,177 мкм2.

Таким образом, запасы Серафимовского месторождения приурочены к залежам песчаников терригенной толщи девона (горизонты Д-I, Д-II, Д-III и Д-IV) и нижнего карбона (визейский ярус), а также в известняках турнейского яруса.

По имеющимся глубинным пробам нефти девонских пластов имеют плотность 770- 800 кг/м3 и вязкость 132-2,22 мПа*с. По компонентному составу они метанового типа. Содержание азота в среднем 4,2 % мол, изменяясь от 3,9 до 4,5 % мол. Содержание легких фракция изменяется от 33,9 до 38, 5 мол, в среднем составляя 36,2 %. На таблицы 1 приведены физические свойства пластовой нефти для 4 основных горизонтов.

Таблица 1

Физические свойства пластовых нефтей

Показатели Горизонт Д-I Горизонт Д-II Горизонт Д-IV Турнейский ярус

Температура пласта, °С 35 35 35 26

Давление насыщения, МПа 9,22 9,00 9,75 2,66

Уд. объем нефти при Рнас 1,082 1,0087 1,0084 1,0092

Коэффициент сжимаемости, 10-4 *0.1 Мпа 9,83 10,2 10,9 6,3

Коэффициент температурного расширения, 10-4*1°С 8,27 8,70 8,75 8,0

Плотность нефти, кг/м3 при Рнас. 788 799 770 875

Вязкость нефти, мПа*с при Рнас 2,15 1,59 1,32 14

Усадка нефти от Рнас.,% объема 12,5 13 15,9 2,35

Газосодержание, м3/т 61 62,5 77,8 11,8

Объемный коэффициент 1,15 1,16 1,6 1,024

Поверхностные пробы нефтей верхний горизонтов показали, что нефть тяжелая, маловязская(1,32 мПа*с -2,15 мПа*с) и характеризуются более высокой плотностью, что видно из таблицы. Так же стоит, отметь, что нефть Серафимовского месторождения характеризуются как парафинистая и сернистая. На данный момент извлечено 60% от запасов и обводненность достигла 95 %.

международный научный журнал «инновационная наука» №12/2015 2410-6070

УДК 550.38

А.С.Хакимова

Студентка 3 курса Географического факультета Башкирский государственный университет г. Уфа, Российская Федерация

ОБЩАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СРЕДНЕОБСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ.

Аннотация

В статье представлены результаты анализа геологического строения Среднеобской нефтегазоносной области. Проанализированы основные черты геологического строения. В результате анализа было уточнено геологическое строение области, выделены основные нефтегазоносные комплексы, а так же приуроченные к ним нефтегазоносные пласты.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, неокомский комплекс, баженовская свита, коллекторские

Среднеобская нефтегазоносная область расположена в среднем течении реки Оби от Ханты-Мансийска на западе до Александровска на востоке. Находится область в центральной части Западно-Сибирской провинции, и включает в себя два района: Сургутский и Нижневартовский которые приурочены к одноименным сводам. Границей Сургутского и Нижневартовского свода является узкий и неглубокий Ярсомовский прогиб.

Сургутский свод представляет собой удлиненную в меридиональном направлении структуру размерами 325х125 км. Нижневартовский район имеет следующие размеры 230х200км. Своды осложнены валами, которые состоят из многочисленных асимметричных складок с углами падения пород на крыльях не превышающих 20.

Рисунок 1- Обзорная карта Среднеобской нефтегазоносной области. 1-Сургутский нефтегазоносный район,

II- Нижневартовский нефтегазоносный район.

Ключевые слова

свойства, ачимовская толща, плотность нефтей.