Физико-химические свойства воды

Воды различных пластов Манчаровского месторождения по химическому составу и степени минерализации имеет несущественнее различие. Характеристика пластовых вод приводится в таблице 8

Таблица 3.8

Свойства и химический состав пластовой воды

Манчаровского месторождения

Пласт, горизонт	Плотность	Содержание ионов мг/л
Cl	SO4	HCO3	Ca	Mg	Na+K
турнейский ярус	1,176	159059	699,8	7,3	15318,6	7575	139872,6
терригенная толща	1,172	160183	154,4	79,3	9384,7	27,08	148414
верхний девон	1,186	166729	11,5	-	28995	5624,0	132120
средний девон	1,192	176188	17,3	-	29859	5653,2	-

Залежь нефти в каширском горизонте имеет наибольшие размеры, является пластовой, полностью подстилается водой. Режим залежи - водонапорный.

Залежь эксплуатировалась одной скважиной, в настоящее время эксплуатация залежи не производится.

Начальное пластовое давление составляло 9,3МПа.

Залежи нефти в пластах терригенной толщи нижнего карбона, содержащие более 81 % всех балансовых запасов по месторождению, пластово-сводовые и литологические, в основном подпираются пластовыми водами. Законтурные водоносные зоны связаны с залежами нефти.

Плотность сетки в зоне разбуривания по верхней пачке терригенной толщи находится в пределах 13-20 га/скв., по нижней пачке -13,8-15,2 га/скв.

Начальное пластовое давление по площади и пластам находилось в пределах 13,7 - 14,8 МПа.

Давление насыщения нефти газом находилось в пределах 4 - 6,9 МПа, следовательно, нефть в пласте в недонасыщенном состоянии. Свободного газа в виде газовой шапки в пластах терригенной толщи нет.

Первоначальный режим залежи — упруговодонапорный. Литологические залежи в начальный период эксплуатировались при упругом режиме.

При разработке залежей в начальный период без поддержания пластового давления происходило снижение его. Затем с организацией заводнения пластовое давление стало возрастать. Режим залежей превратился в жёсткий водонапорный.

Практически весь утвержденный в количественном выражении фонд пробурен.

Залежи нефти в турнейском ярусе являются пластовыми сводовыми, связаны с водоносной областью. Значительную роль играет литологический фактор. В этом случае связь между нефтяной и водонефтяной частями затруднена.

Плотность сетки по турнейской залежи в зоне разбуривания составляет 16 га/скв., в контуре нефтеносности – до 40 га/скв.

Все запасы нефти в турнейском ярусе относятся к трудноизвлекаемым из-за малых толщин пластов и низкой проницаемости.

Система заводнения обращенная, девятиточечная.

Начальное пластовое давление по залежам и площадям находилось в пределах 14,2 - 18,0 МПа.

Давление насыщения нефти газом равнялось 5,8 - 6,0 МПа.

Режим залежей упруговодонапорный и упругий. В случаях отсутствия связи между нефтяной и водонефтяной частями может развиться режим растворённого газа.

Нагнетание воды на Тамьяновской площади начато в августе 1977 г.в скважину № 518 в открытом стволе.

В результате анализа опытного нагнетания воды показали, что скважины воду принимают. Имеются примеры эффективного влияния нагнетания воды на производительность и обводненность продукции добывающих скважин. Отмечается повышение эффективности нагнетания при приближении нагнетательных скважин к добывающим. Возможно,это связано со следующим обстоятельством. При приближении нагнетания градиенты давления в пласте повышаются, что в свою очередь способствует раскрытию микротрещин и увеличению притока жидкости к забоям скважин.

В настоящее время запасы нефти в турнейском ярусе Кувашской площади выросли в несколько раз.

Небольшие залежи нефти в кыновском горизонте относятся к литологическому типу. Выявлены залежи только на Кувашской и Имянлекулевской площадях.

Залежи нефти в этом горизонте полностью не разбурены. Плотность сетки в зоне разбуривания составляет -10,6 га/скв.(350х350 м)

Начальное пластовое давление составляет 16-18 МПа. Давление насыщения равно 5,2-6,8 МПа. Нефти недонасыщены, свободного газа нет.

Режим залежей - упругий. При разработке без поддержания пластового давления может быстро развиться режим растворенного газа.

Небольшие залежи нефти в пласте Д₁ относятся к структурному и структурно-литологическому типам. Выявлены на Тамьяновской и Кувашской площадях.

Залежи нефти в этом пласте полностью не разбурены. Плотность сетки в зоне разбуривания составляет -13,8 га/скв.(400х400 м)

Начальное пластовое давление равно 18-19 МПа. Давление насыщения нефти газом равно 7,9 МПа. Нефть недонасыщена.

Первоначальный режим залежей упруговодонапорный и упругий.

Небольшая залежь нефти с запасами промышленной категории выявлена в пласте Д₂ на Тамьяновской площади. Залежь полностью подстилается водой и относится к категории пластовых сводовых.

Режим залежи – водонапорный.

Начальное пластовое давление 19-19,5 МПа.