- •Общие сведения о районе работ
- •Верхний отдел (d3) Франский ярус (d3)
- •Нижнефранский подъярус (d131)
- •Среднефранский подъярус (d13 2)
- •Верхнефранский подъярус (d13 3)
- •Фаменский ярус(d233)
- •Нижнефаменский подъярус (d23 1)
- •Визейский ярус (с 1)
- •Малиновский надгоризонт (с1 mn)
- •Яснополянский надгоризонт (с1 jp)
- •Окский надгоризонт (с1 ok)
- •Средний отдел (с2)
- •Пермская система (р) Нижний отдел (р1)
- •Верхний отдел (р2)
- •Четвертичные отложения (q)
- •3. Тектоника
- •4. Нефтегазоносность
- •5. Водоносность
5. Водоносность
Водоносные комплексы на изучаемой территории установлены по всему разрезу. Были выделены гидрогеологические комплексы, при котором учитывались литология водовмещающих пород, степень гидродинамической связи горизонтов, минеральный и газовый состав вод.
Для отложений терригенного комплекса среднего и верхнего девона характерна высокая водообильность. Водоносные горизонты приурочены к песчано-алевролитовым отложениям горизонтов D V , D IV , D III , D II, D I, D 0 образующим единую макрогидродинамическую систему с региональным водоупором, представленным кыновско-саргаевскими аргиллитами и глинистыми известняками.
Терригенный комплекс малиновского и яснополянского надгоризонтов характеризуются наличием водоносных горизонтов, приуроченных к песчаникам и алевролитам радаевского, бобриковского и тульского горизонтов, верхним водоупором для которых являются плотные карбонаты и глины тульского возраста. Так как это основной водоносный комплекс залежи №12 рассмотрим физико-химические свойства и состав этих вод. Дебит скважин колеблется от 18 до 61 м /сут при понижении динамического уровня на 200-300 м. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках плюс 20-40 м. Режим залежи упруго - водонапорный. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В. А. Сулину). Общая минерализация 210,4-252,4 г/л, плотность в пределах 1,145-1,170 т/м, вязкость 1,69 МПа*с, pH равно 5,0-7,6. Растворенный в воде газ азотно-метановый. Газоносность составляет 0,085 м/т. Упругость газа 20-45 МПа.с. В составе водорастворенного газа присутствует сероводород. Объемный коэффициент 1,004.
В таблицах 5.1 и 5.2 представлены физико-химические свойства пластовой воды бобриковского горизонта залежи №12 Ромашкинского месторождения.
К пористо-кавернозным, трещиноватым, выщелоченным известнякам и доломитам приурочена водоносность комплекса визейско-серпуховских и башкирских отложений. Водоупором в пределах этого комплекса служат глины и аргиллиты башкирского яруса и нижней части верейского горизонта.
Для терригенно-карбонатного комплекса верейского горизонта водоупором служат глины в его кровле.
В карбонатном комплексе среднего и верхнего карбона и нижней перми выделяется несколько водоносных горизонтов, приуроченных к пористо-кавернозным, трещиноватым и закарстованным известнякам и доломитам, которые разделяются прослоями плотных карбонатных пород. Для этого комплекса верхним водоупором являются глины в подошве уфимского и казанского ярусов верхней перми. Характерна высокая водообильность горизонтов, особенно если кровля нижнепермских отложений располагается вблизи дневной поверхности, обнажаясь в долинах рек.
Карбонатно-терригенному комплексу верхнепермских отложений приурочено несколько водоносных горизонтов в песчаниках и карбонатных породах уфимского, казанского и татарского ярусов, из которых наиболее водообильны известняки нижнеказанского подъяруса.
Таблица 5.1
Физические свойства пластовых вод бобриковского горизонта залежи №12 Ромашкинского месторождения.
.
Наименование |
Количество исследованных |
Диапазон |
Среднее |
|
|
скважин |
проб |
изменений |
значение |
в) Пластовая вода Газосодержание м3/т в т.ч. сероводорода м3/т |
|
|
0,08–0,09 |
0,085 |
Объемный коэффициент, доли ед. |
|
|
1,0045–1,005 |
1,0040 |
Вязкость, мПа,с |
20 |
21 |
1,62–1,75 |
1,69 |
Общая минерализация, г/л |
20 |
21 |
210,4147– –252,4059 |
233,7 |
Плотность, т/ м3 |
20 |
21 |
1,145–1,169 |
1,160 |
Таблица 5.2
Содержание ионов и примесей в пластовой воде бобриковского горизонта залежи №12 Ромашкинского месторождения
Содержание ионов, моль/м3 |
Количество исследованных |
Диапазон |
Среднее |
|
и примесей, г/ м3 |
скважин |
проб |
изменений |
значение |
Cl– |
20 |
21 |
3620.789– –4343.085 |
–4057.6 |
SO4– |
20 |
20 |
следы 13,408 |
5,522 |
HCO– |
20 |
21 |
0.095–5.60 |
3.556 |
Ca++ |
20 |
21 |
172.45–485.975 |
230.5 |
Mg++ |
20 |
21 |
63.70–200.383 |
162.1 |
K++Na++ |
20 |
21 |
2462.439– 3759.43 |
3297.191 |
Примеси |
– |
– |
– |
– |
Pн |
20 |
6 |
5,0–7,0 |
– |
ЛИТЕРАТУРА
1. Проект разработки залежи №12 Ромашкинского месторождения. – ТатНИПИнефть, 1998.
2. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. - В 2-х т.- М.: ВНИИОЭНГ,1995.