Особенности геологического строения Серафимовского месторождения нефти Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №8/2016 ISSN 2410-700Х

Определение плотности и пористости горных пород по шламу кроме выявления пород коддекторов проводится с целью оценки их ёмкостно-фильтрационных свойств и выделения зон аномально-высоких поровых давлений. Для определения используются различные методы: пикнометрический, гидростатического взвешивания, ареометрический, объемно-весовой и др.

В сложных случаях достоверность выделения коллекторов может быть повышена за счет проведения исследований дополнительными методами: газометрией шлама, анализами окислительно-восстановительного потенциала (ОВП) пород, ЯМР-анализами, ИК-спектрометрией, фотокалориметрией и др.

Список использованной литературы:

1. Барсуков В.Л., Григорян СВ., Овчинников Л.Н. Инструкция по геохимическим методам поисков рудных месторождений. Москва., 1983.

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Нефть и газ, Москва, 2003 г., 816 стр.

3. http://www.ngfr.ru/ngd.html7neft8

© Хакимова А.С., 2016

УДК 550.38

Р.Р.Шаймарданова

Магистр 1 г.о Географического факультета Башкирский государственный университет г. Уфа, Российская Федерация Е-таИ: [email protected]

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ 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.

Ключевые слова

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

Месторождение 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

_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №8/2016 ISSN 2410-700Х_

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 1-32-2,22 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 %.

Список использованной литературы: 1. http://www.chertezhi.com/assets/files/103/stranicy.pdf

© Шаймарданова Р.Р., 2016