астовимі аргілітами, середньою товщиною 12 м. Це горизонтально- шаруваті зеленувато сірі аргіліти середньої міцності, в контактах з діабазами, які темно- сірі.
Вище залягає туффітовий шар, складений різними туффитами з підлеглим участю туффопесчаніков і туффогенних глин. Середня товщина шару 43 м.
Над туффоіднимі породами неузгоджено залягають щільні темні з блакитним відтінком аргіліти, середня товщина яких близько 6 м.
Вище лежить товща слабо вапняних аргілітів і аргиллітоподібної глин середньої товщиною 76 м.
Пласт III Ярегского родовища характеризується наступними показниками:
потужність до 30 м;
проникність (3,06-5,06) * 10 - 12 м 2;
пористість до 24%;
початковий пластовий тиск 147 * 10 +4 Па;
температура 6-8 о С;
в'язкість нафти при пластової температурі (11-15) ПА * с;
коефіцієнт нефтенасищенності пласта 0,42-0,98.
Численними тріщинами з амплітудою зміщення до 6-8 м поклад розбита на тектонічні блоки розмірами 10-30 м.
. 4 Фізико-хімічна характеристика нафти і газу
Щільність видобутої на родовищі нафти в стандартних умовах більш ніж по 1500 визначень коливається в широких межах від 0,934 до 0,956 г/см 3, середнє значення 0,945 г/см 3. На шахтному полі III, розташованому в содової частини Ярегского структури, щільність нафти дещо нижчий і становить в середньому 0,940 г/см 3.
При початковій пластової температурі 6-8 о С середня щільність дегазованої нафти 0,955-0,958 г/см 3, а при нагріванні до 100 о С вона знижується до 0,90 г/см 3.
Розрахункова щільність нафти в пласті при газовому факторі 10 т/м 3 також визначається в 0,933 г/см 3.
Ярегского нафту відноситься до вельми в'язким. Основна маса визначень в'язкості дегазованої і отстоенной нафти була отримана за допомогою апарату Енглера при температурі 50-75 о С. За 469-ти аналізам вона змінюється від 32 до 58 про Є.
Кінематична в'язкість нафти при температурі 40 о С і 50 о С дорівнює відповідно 786,3 і 406 мкм 2/с, а на шахтному полі III вона при температурі 50 о С склала в середньому 212 мкм 2/ с.
Динамічна в'язкість дегазування нафти при температурах 6 про і 8 о С досягає 15300 і 12500 МПа * С, а в стандартних умовах - 3600 МПа * С. При температурі 100 о С в'язкість дегазованої і пластової нафти знижується відповідно до 60 і 49 МПа * С (рис 1).
У складі нафти переважають масла, в середньому 73,3%, смол сілікагелових в ній близько 20%, асфальтенів і твердих парафінів відповідно 2,4 і 0,48%, сірки 1,12%. У нафти, екстрагуються з керна, вміст твердих парафінів перевищує 2%, а при тепловому впливі на пласт кількість парафіну зростає до 1,45%.
При перегонці пара з нафтою, що містить 1,09% сірки, виділяється 19,7 см 2/л сірководню, починаючи зі 172 о С, хоча більшість сірчистих нафт виділяють його вже при 110-130 о С. Така висока термічна стійкість сірчистих сполук в Ярегского нафти є сприятливим чинником для теплового впливу на пласт.
У зв'язку з втратами нафтою здебільшого легких фракцій в ній повністю відсутні бензинові складові, а початок кипіння рідко опускається нижче 200 о С. Тому груповий вуглецевий склад нафти визначається по фракції 200-300 о С, вихід якої на нефтешахте 3-11,2%.
На ароматичні вуглеводні припадає 2,2%, нафтенові - 7%, на метанові - 2%. Найбільші коливання від місця до місця характерні для метанових вуглеводнів (від 0,6 до 3,9%) у зв'язку з найбільшими втратами їх при біогенному впливі.
Склад газу по 255-ти аналізам змінюється на родовищі в наступних межах (в дужках вказано середній вміст на нефтешахте № 3):
метану 88,2-99,3% (95%);
сума важких вуглеводнів 0,1-2,5% (1%);
двоокису вуглецю 0,3-9,4% (3%);
азот + інертні 0-12,6% (1%).
Як видно, в сводовой частини структури на нефтешахте III в газі дещо нижче інертних і метану, але в 2-3 рази більше його гомологів та в 1,3 рази більше двоокису вуглецю, ніж у середньому на родовищі.
У складі водорозчинений газу міститься 12-29% метану, 8-20% азоту і до 60% двоокису вуглецю.
Вода, що надходить в гірничі виробки разом з нафтою, визначає загальний фон слабкою водоносности чисто нафтової зони усього пласту III. Половина з 19-ти шахтошурфов, розкривають всю нафтову поклад, виявилися практично безводними, а в інших дебіти не перевищували 27м 3/сут.
У межах водонефтяной зони пласта в гірничі виробки, пройдені в нафтоносних пісковиках, вода по свердловинах, які ...
