родовища, не встановлено. Поклад залягає в інтервалі абс. відміток від +140 до - 820 м. Поверх нафтоносності - 960 м.
Загальна товщина шару змінюється від 2,1 до 46,9 м, ефективна - від 0,7 до 10,4 м., Максимальна нефтенасищенная товщина 10,4 м розкрита свердловиною №682. Середня ефективна нефтенасищенная товщина по поклади - 2,6 м. Розміри поклади 7,3 х 1,8 км. Середній коефіцієнт піщанистого дорівнює 0,3, розчленованості - 6.
2.3.4 III горизонт
У розрізі III горизонту виділено три нефтенасищенной пачки 2, 3 і 4. Пачка 1 на Нефтегорска родовищі водонасищена. У 2 пачці виділено чотири поклади нафти, в 3 пачці - трьох поклади нафти, в 4 пачці - дві поклади нафти. Підставою для виділення покладів нафти в 4 пачці послужили результати роботи видобувних свердловин, результати інтерпретації ГІС і кореляція геофізичного матеріалу.
2.4 Властивості, склад і гідрогеологічні особливості пластових флюїдів
Результати досліджень складу та властивостей пластових флюїдів за період з початку розробки родовища в 1923 р до 1941 р не збереглися у зв'язку з військовим часом. Відомо, що експлуатація свердловин в початковий період їх роботи здійснювалася з максимальними дебітами (свердловини працювали без штуцерів), що призводило до інтенсивного зниження тиску в районі свердловин, розгазування нафти в пласті, зростанню газового фактора до величин понад 10 тис. М3/т. Згодом газовий фактор знижувався, про його вимірах відомостей не збереглося. Також не мається відомостей про заміри пластових тисків і температур в початковий період. Глибинні проби нафти не відбиралися. Поверхневі проби нафти почали відбиратися і аналізуватися починаючи з 1938 р Проби газу для аналізу почали відбирати в 1956
Зважаючи на відсутність глибинних проб фізичні властивості пластової нафти визначалися графоаналитическим способом.
Для розрахунків фізичних властивостей пластової нафти були використані емпіричні кореляційні залежності між щільністю нафти в стандартних умовах, відносною щільністю розчиненого газу, пластовим тиском і пластової температурою.
Розрахунки передувала вибірка аналізів проб розчиненого газу і нафти в стандартних умовах. При виборі аналізів враховувалися рік відбору проби, і тільки ті зразки, де свердловини пробурені в НЕ дреніруемих частинах поклади (тобто враховувалися свердловини, які першими розкрили ту чи іншу ділянку поклади). Причому для більш адекватної характеристики зміни властивостей нафти застосовувався принцип рівномірності розподілу врахованих проб нафти за площею поклади, тобто в розрахунки приймалися проби, відібрані в свердловинах, пробурених в бортових, приконтурних (де вони є) і центральних частинах.
Крім того, поклади нафти IV та VI продуктивних горизонтів, які мають значне майданні поширення та поверхи нефтеносности 960 м і 900 м відповідно, ділилися на три ділянки по висоті поверху нафтоносності з кратним значенням в 320 м (поклад нафти IV продуктивного горизонту) і в 300 м (поклад нафти VI продуктивного горизонту).
Початковий пластовий тиск і пластова температура розраховувалися на середню глибину залягання покладів, а для покладів нафти IV та VI продуктивних горизонтів прив'язувалися до середин поверхів нафтоносності ділянок. Через відсутність даних про вимірі початкових пластових тисків на родовищі градієнт пластового тиску при розрахунках приймався рівним гідростатичному. Також бралося, що тиск насичення одно пластовому тиску, тобто весь газ розчинений у нафті. Фізико-хімічні властивості і склад пластової і разгазірованной нафти покладів Нефтегорськ родовища наведені у таблиці 2.4
Таблиця 2.4 Фізико-хімічні властивості і склад пластової і разгазірованной нафти
У межах родовища пластові води продуктивних майкопських горизонтів різноманітні за хімічним складом, що пов'язано з різним ступенем їх метаморфізму. Величина загальної мінералізації визначається трьома факторами: віддаленням від області харчування; ступенем глінізаціі колектора; конфігурацією виклинювання пластів і пачок.
Гідрохімічна зональність повторюється в загальних рисах у всіх горизонтах майкопа. В системі розміщення природних вод виділені наступні гідрогеохімічні зони:
. Зона гідрокарбонатно-кальцієвих вод, характеризується наявністю прісних вод (мінералізація не перевищує 24 мг/екв). Води цього типу характерні для зони активного водообміну з поверхнею.
2. Зона гідрокарбонатно-натрієвих вод, майже по всіх горизонтів простежується далеко на північний захід і пов'язана із зоною щодо утрудненого водообміну.
. Зона хлоридно-гідрокарбонатно-натр...
