Основные особенности геологического строения нефтяных месторождений Удмуртии

 

78%- карбонатные коллектора, 22% — к терригенным. Сложная структура пустотного пространства (трещино-поровые, трещино-порово-кавернозные). Небольшая толщина пластов (средняя толщина пластов 10м.),. Пласты высокой степени расчленности. Пористость=0.05-0.3. Продуктивные коллектора насыщены вязкой (от 10 до 30 мПа^.с) и высоковязкой Н. (> 30 мПа^.с) , что осложняет процесс разработки. Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых углеводородных соединений. Содержание парафина по различным месторождениям изменяется от 2,3 до 5,6%. Наибольшая вязкость нефти наблюдается на Мишкинском (турнейский ярус) и Гремихинском месторождениях, которая превышает 75 мПа-с. Многие м/с характеризуются наличием газовой шапки и водоплавающих залежей. По сложности геологического строения с учетом высоковязких Н. наши м/с относятся к наиболее сложным для разработки. Газ в основном не имеет промышленного значения ( низкокалорийный= 3600, высокое содержание азота=80%).

Перечисленные показатели, характеризующие структуру запасов и коллекторские свойства залежей, а также физико-химические свойства нефти и принятая система разработки обусловили средние и низкие дебиты скважин на основных разрабатываемых месторождениях. По этой причине весь фонд добывающих скважин относится к насосному способу эксплуатации. Дебит скважин по нефти находится в пределах 2,5—15,5 т/сут.

 

Билет № 8