Стратиграфические, тектонические характеристики и нефтегазоносность мезозойских отложений Ем-Ёговской площади

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В России открыто и разведано более 3000 месторождений углеводородов. В Западной Сибири добывают более половины нефти и 90% газа.

Большая часть Западной Сибири сложена толщей терригенных пород, достигающих во впадинах и прогибах 10-11км, относящихся, в основном, к мезозойскому комплексу, в меньшей степени - к кайнозойскому.

Наиболее значительные скопления нефти и газа в Западной Сибири связаны с отложениями юры и мела, в том числе с нижнемеловым и верхнемеловым нефтегазоносным комплексами (НГК), где сосредоточены основные запасы нефти и газа в Западной Сибири.

Именно поэтому объектом изучения для данной работы мною была выбрана Ем-Еговская площадь, которая приурочена к Красноленинскому нефтегазоносному району Красноленинской нефтегазоносной области.

Ем-Еговская площадь в тектоническом отношении охватывает самые контрастные эррозионно-тектонические структуры Красноленинского свода: Восточно-Талинскую, Ем-Еговскую, Пальяновскую и Сиговскую, расположенные в контуре залежей нефти по пластам ВК₁² викуловской свиты. Месторождение открыто Главтюменьгеологией в 1971 году поисковой скважиной 2, пробуренной в зоне сочленения куполов Ем-Еговской структуры. При опробовании отложений Тюменской свиты (ЮК₂⁷) с абсолютных глубин 2260-2302м в указанной скважине получен приток нефти дебитом 164м3/сут на восьми миллиметровом штуцере. Одновременно была выявлена водоплавающая залежь нефти в пластах ВК₁² викуловской свиты апт-альбского возраста, разработка которой начата в 1980 году.

Позднее часть добывающих скважин была пробурена на тюменскую свиту. Однако, более 80% из их числа оказались низкодебитными и эксплуатационное бурение на отложения тюменской свиты было приостановлено.

В последнее время эксплуатационное разбуривание нефтяной залежи юрского возраста было возобновлено по методике бурения оценочных скважин в пределах участков площади со скважинами, давшими промышленные притоки нефти.

Целью данной работы является описание и уточнение стратиграфических, тектонических характеристик и нефтегазоносности мезозойских отложений Ем-Ёговской площади. Актуальность изучения мезозойских отложений подтверждается тем, что с ними связана промышленная нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты.

1. Основная часть

стратиграфия тектоника мезозойский пластовый

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

Ем-Еговский лицензионный участок (западная часть), который входит в состав Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения, в административном отношении находится в Октябрьском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшим крупным населенным пунктом является город Нягань, расположенный вблизи железной дороги Екатеринбург - Приобье (графическое приложение 1). Другие населенные пункты находятся, в основном, также вдоль железной дороги, либо на реке Оби и ее притоках (Камешки, Кеунный, Урманный) и представляют собой небольшие поселки лесозаготовителей и рыболовов (Пальяново, Каменный, Кальманово).

Город Нягань является базой нефтяников и геологоразведчиков. В городе имеется аэропорт и железнодорожная станция, бетонная дорога до пос. Талинский, где живут нефтяники, протяженностью 110км, бетонная дорога до Ем-Еговской площади, протяженностью 60км, в 2001 году введена в эксплуатацию автомобильная трасса до пос. Приобье. Непосредственно на месторождении основными подъездными путями являются зимники и трассы зимних дорог лесозаготовителей, которые начинают функционировать в январе-феврале. В летнее время часть грузоперевозок производится с помощью воздушного транспорта.

Красноленинский нефтегазоносный район расположен в западной части Западно-Сибирской низменности, на левом берегу реки Оби и представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 27-155м, на большей части площади - 30-45м, так как район работ тяготеет к южному окончанию тектонически-приподнятого участка, который протягивается от р. Хугот до верховьев речки Нягань (на 110-120км).

Гидрографическая сеть представлена множеством притоков и мелкими реками Хугот, Поттымец, Малая Ем-Ега, Тал, Ендырь, Сеуль, которые относятся к бассейну реки Обь в верхней части нижнего течения. Из них лишь р. Ендырь в период максимального подъема воды (июнь-июль) может быть судоходна для не глубокосидящих плавсредств на 40-50км от устья вверх по течению. В устье реки Ендырь находится крупное озеро Большой Сор, судоходство по которому возможно в период паводков в июне-июле. Заболоченные участки на изучаемой площади широко развиты в юго-восточной и южной частях. Озера данного района не имеют хозяйственного значения по своим морфологическим характеристикам. Крупный источник водоснабжения - р. Обь - удалена от месторождения на расстояние более 50км.

Ем-Еговская площадь принадлежит к лесной зоне, где растительность представлена преимущественно сосновым и елово-кедровым лесом. На заболоченных участках преобладает смешанный лес.

Климат района континентальный с продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура +1.8С, средняя температура самого холодного месяца - января - составляет -25 С (с минимумом до -52 С), средняя температура июля +15 С (с максимумом +30 С). Среднегодовое количество осадков - 450-500мм, из них 70 % приходится на апрель-октябрь. Среднее число дней в году с осадками - 175. Средняя толщина снегового покрова составляет 0.7м, достигая в пониженных участках 1.5м. Среднее число дней в году со снежным покровом - 180, продолжительность безморозного периода составляет 90 дней, отопительный сезон длится 250 дней в году. Зимой часты метели, забивающие снегом подготовленные дороги. Ледостав на реках начинается в октябре, а вскрытие их ото льда происходит в конце апреля - начале мая. Склоны оврагов, холмов и увалов подвержены глубоким размывам талыми водами и водами атмосферных осадков летом.

Описываемый район не обжит. Непосредственно на Ем-Емговоской площади населенных пунктов нет. Ближайшим населенным пунктом, отстоящим к юго-востоку на 50км, является поселок лесозаготовителей - Пальяново.

1.2 Геолого-геофизическая изученность района работ

Ем-Ёговская площадь с точки зрения геолого-геофизической изученности можно считать достаточно хорошо изученной. Наибольший вклад в изучение района внесли проведенные сейсморазведочные работы. Данный участок работ начали изучать с 1961 года. Наиболее полное описание изученности представлено в таблицах 1.2.1 и 1.2.2.

Таблица 1.2.1

Геолого-геофизическая изученность Ем-Еговской площади

Год проведения работ, наименование организации, авторы, номер партии	Метод, масштаб, объем исследований пог. км	Основные геологические результаты
1961 г. Главтюменьгеология, Шальных В.С. и др. Ханты-Мансийская нефтеразведочная экспедиция. Сейсморазведочная партия 09/60-61	МОВ М 1:100 000	Выявлено Ем-Еговское и Пальяновское локальные поднятия
1962 г. Главтюменьгеология, Кучеренко В.К. и др. Ханты-Мансийская нефтеразведоная экспедиция. Сейсморазведочная партия 20/61-62	МОВ М 1:100 000	Детализировано Ем-Еговское поднятие, подготовлено к разведочному бурению Пальяновское поднятие
1970 г. Главтюменьгеология,Колмаков Т.Ф. и др.Тюменская комплексная геологоразведочная экспедиция Сейсморазведочнаяпартия 19/69-70	МОВ М 1:100 000	Составлены структурные карты по горизонтам Г, М, Б, А. Выявлено Сосново-Мысское локальное поднятие, подготовлено к бурению Ем-Еговское поднятие
1972 г. Главтюменьгеология,Голубева Е.А. и др.Тюменская комплексная геологоразведочная экспедиция. Сейсморазведочная партия 19/71-72	МОВ, ОГТ М 1:100 000	Детализировано Ем-Еговское поднятие
1974 г. Главтюменьгеология,Голубева Е.А. и др.Тюменская комплексная геологоразведочная экспедиция партия 19/73-74	МОВ, ОГТ М 1:50 000	Детально изучено Ем-Еговское поднятие, восточный, западный и центральный своды
1975 г. Главтюменьгеология, Голубева Е.А. и др. Тюменская комплексная геологоразведочная экспедиция. Сейсморазведочная партия 19/74-75	МОВ, ОГТ М 1:50 000	Уточнено геологическое строение Пальяновской и Сиговской структур. Подтверждено наличие Ново-Ендырской структуры, выявлена Южно-Ендырская структура.
1976 г. Главтюменьгеология,Федоров А.П. и др.Тюменская комплексная геологоразведочная экспедиция Сейсморазведочная партия 19/75-76	МОВ, ОГТ М 1:50 000	Уточнено геологическое строение площади и ее структурных элементов: Пальяновского, Сиговского и Ново-Ендырского.
1980 г. Главтюменьгеология, Мовсум-Заде Р.К. и др. Туринская геофизическая экспедиция. Сейсморазведочная партия 88/79-80	МОВ, ОГТ М 1:50 000	Оконтурена Ем-Еговская структура.
1983 г. Управление "Нефтегеофизика","Запсибнефтегеофизика" Колмаков Т.Ф. и др.Сейсморазведочная партия 7/82-83	МОВ, ОГТ М 1:50 000	Уточнено строение Ем-Еговской структуры. Выявлены Южно-Ем-Еговская и Восточно-Ем-Еговская структуры. Дан прогноз перспективных объектов в отложениях тюменской свиты.
Год проведения работ, наименование организации, авторы, номер партии	Метод, масштаб, объем исследований пог.км	Основные геологические результаты
1991 г. Кузнецов А.Г. и др.Государственное предприятиеТюменнефтегеофизика Сейсморазведочная партия 13/89-91	МОВ, ОГТ - 3Д М 1:25 000130.0	Уточнено геологическое строение юго-восточного склона Ем-Еговского локального поднятия. Выделены поднятия: Мало-Ем-Еговские - 1, 2, 3; Восточно-Мало-Ем-Еговские - 1, 2.
1992 г. Мельничук В.В. и др. Государственное предприятие "Тюменнефтегеофизика" Сейсморазведочная партия 13/91-92	МОВ, ОГТ М 1:25 000	Подтверждено Ем-Еговское локальное поднятие, Северо-Ингинский прогиб, Северо-Ингинский структурный нос.
1994 г. ОАО "Тюменнефтегеофизика" Модзалевская Г.Д. и др. Сейсморазведочная партия 13/92-94	МОВ, ОГТ М 1:25 000	Детализированы ранее выявленные Талинская- , Западно-Ем-Еговская, Северо-Ем-Еговская структуры и переклинальные окончания Талинской - 2, Сосново-Мысской и Ем-Еговской структур. Выявлены и детализированы Восточно-Талинская структура и Талинский структурный нос
2000 г. ОАО "Тюменнефтегеофизика" Модзалевская Г.Д. и др. Сейсморазведочная партия 13/92-94	-	Переинтерпретация работ СП № 13/92-94. Изучено строение доюрской, юрской, меловой частей разреза по отражающим горизонтам А, Т3, Т2, Т1, П, Б, М, М1 на Холодной площади, включающей в себя территорию между Талинской и Ем-Еговской площадями. Выделены перспективные зоны развития коллекторов трещинного типа в прифундаментной части разреза
2000 г. ОАО "Сибфтегеофизика" Щербаненко В.М., Евдокимова Т.И. и др. Сейсморазведочная партия 1/98-2000	МОВ, ОГТ М 1:25 000 1135.5	Построены структурные карты по основным отражающим горизонтам нижнемеловых и юрских отложений - Г, М1, Б, П, Т, Т1, Т3, А. Выделены системы разрывных нарушений, уточнено строение залежи нефти продуктивных пластов викуловской свиты.
2001 г. ОАО "Тюменнефтегеофизика" Личагина Л.А., Шишкова Е.А. Сейсморазведочная партия 13/89-91	МОВ, ОГТ М 1:25 000 1135.5	Переработка и переинтерпретация материалов сейсмики 3Д (сп №13/89-91) на Малоем-Еговской площади". Уточнено строение доюрских образований, юрской и нижнемеловой частей разреза по отражающим горизонтам А, Т2, Т1, Т, П, Б, М, М1,М11, Г.

Таблица 1.2.2

Объёмы сейсмических работ

Метод	Год проведения	Место проведения	Цель	Объем	Ожидаемый результат
	2006	В зоне сочленения Ем-Еговской+ Пальяновской структур	Уточнение структурного плана викуловского горизонта, выделение предполагаемых тектонических нарушений, уточнение строения залежей верхнеюрского нефте-газоносного комплекса	2Д по уплотненной сетке дострел 700 погонных км	Уточнение структурного плана викуловского горизонта, выделение предполагаемых тектонических нарушений, уточнение строения залежей верхнеюрского нефте-газоносного комплекса
Сейсмика3 Д Сейсмика 2Д	2007	На юге лицензионного участка в пределах участка, ограниченного горизонтальной линией, проходящей через скважину 586 на севере, с запада линией, проходящей через скважину 545, а с юга и востока лицензионной границей.	Уточнение границ распространения коллекторов пластов ЮК0, ЮК1 и ДЮК, выявление сети разрывных нарушений и связанных с ними зон разуплотнения, возможно обусловивших высокую продук-тивность этих отложений	ЗД в объеме 300 км2	Уточнение структурного плана викуловского горизонта, выявление сети разрывных нарушений и связанных с ними зон разуплотнения

1.3 Стратиграфия

В геологическом строении изучаемого района принимают участие породы палеозойского фундамента и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, сложенного песчано-глинистыми отложениями юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем (Лист №1).

Доюрский фундамент

В составе фундамента, образующего нижний структурный этаж, установлены докембрийские, палеозойские и триасовые породы. Докембрийские образования представлены биотитовыми, ритосерицитовыми, кварцитсерицитовыми сланцами и амфиболитами. Палеозойские породы доюрского основания представлены сланцами, кварцитовыми песчаниками, туфопесчаниками, зеленокаменными измененными базальтами, осадочно-вулканогенными и др. образованиями. Триасовые вулканогенно-осадочные породы Туринской серии, слагающие промежуточный этаж, выполняют роль днища грабенообразных впадин. Они представлены красноцветными, темно-серыми аргиллитами, песчаниками, конгломератами и туфогенными породами.

Мезозойская эратема, MZ

Мезозойская эратема является основным предметом изучения и представлена отложениями юрской и меловой систем.

Юрская система, J

Отложения юрского осадочного комплекса залегают на породах коры выветривания и фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием. Отложения нижнего, среднего и частично верхнего отделов юрской системы объединяются в тюменскую свиту. В составе верхнего отдела выделяются абалакская, георгиевская и баженовская свиты.

Шеркалинская свита - (нижний отдел, плинсбах+тоар)

Тюменская свита - J₂ tm Отделы, ярусы???

Тюменская свита повсеместно залегает в основании мезо-кайнозойского платформенного чехла. Она подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита слагается валунно-гравийными и песчано-глинистыми породами. Ей подчинены пласты ЮК₁₀ и ЮК₁₁. Средняя подсвита представлена переслаиванием мелкозернистых песчаников, местами замещённых почвами, прослоями углей и алевролитов с аргиллитами. В пределах толщ выделяются песчаные пласты ЮК₄-ЮК₉. Простирание пластов прерывистое. Верхняя подсвита слагается песчано-алевролитоглинистыми отложениями, формировавшимися в прибрежно-морской обстановке. Ей подчинены пласты ЮК₂-ЮК_З. Также в данной свите встречаются единичные фораминиферы, двустворки. Толщина тюменской свиты варьируется от 0 до 350м.

Абалакская свита J₂ (средний и верхний отдел, келловей+оксфорд)

Представлена аргиллитами темно-серыми до черных с буроватым оттенком, алевритистыми с линзовидно-волнистой слоистостью, с обилием обломков и целых ростров белемнитов, раковин пелеципод и отпечатков аммонитов. В верхней части свиты встречаются многочисленные конкреции железисто-марганцево-кальцитового состава с включениями глауконита. Нередко отмечаются маломощные прослои глауконитов и глауконитизированных алевролитов. В основании свиты в глинах отмечается примесь песчано-алевритового материала. Отложения свиты прослеживаются на всей территории района. Толщина абалакской свиты 30-35м.

Баженовская свита - J₃ ot

В данном районе осадки баженовской свиты распространены повсеместно. Они согласно залегают на породах абалакской свиты. Представлены аргиллитами темно-серыми и черными с буроватым оттенком. Аргиллиты битуминозные, плитчатые, массивные или листовато-горизонтально-слоистые. Аргиллиты нередко известковистые и кремнистые. Толщина свиты 15-40м. Отложения баженовской свиты перекрываются мощной (600-700м) толщей глинистых пород фроловской свиты нижнего мела.

Меловая система, К

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел слагается осадками фроловской, кошайской, викуловской и ханты-мансийской свит; верхний отдел соответственно - уватской, кузнецовской, березовской, ганькинской свит.

Ханты-Мансийская свита - K₁ al

Ханты-Мансийская свита согласно залегает на породах викуловской и перекрывается отложениями уватской свиты. Глины аргиллитоподобные, темно-серые, преимущественно тонкоотмученные, с редкими прослоями алевритов, глинистых известняков и сидеритов. В породах встречается растительный детрит, аттрит, пиритизированные водоросли, остатки рыб, двустворки, аммониты, редкие остракоды. Общая толщина ханты-мансийской свиты равна 240-260 м.

Уватская свита - K₂ c

Уватская свита согласно залегает на породах ханты-мансийской и перекрывается кузнецовской свитой глинисто-алевролитового и алевролито-песчаного составов. Также уплотненные пески мелкозернистые, светло-серые, серые с маломощными прослоями глин серых, буровато-серых, алевритистых, глинистых известняков. Изредка встречается пирит, сидерит, ожелезнение, растительный аттрит, фораминиферы. Толщина свиты 225-250 м.

Кузнецовская свита - K₂ t

Свита трансгрессивно залегает на подстилающих отложениях уватской свиты. Свита представлена темно-серыми глинами, серыми и зеленовато-серыми глинами с единичными прослойками алевролитов, реже глауконитовых песчаников. Общая толщина свиты 35-50 м.

Ганькинская свита - K₂ n Pg₁ d

Отложения свиты в пределах изучаемого района распространены повсеместно. Ганькинская свита представлена характерной толщей известковистых зеленовато-серых глин, иногда опоковидных, с прослоями алевролитов и мергелей. Мощность известковых глин уменьшается в северном направлении. Толщина свиты 50-75 м.

Палеогеновая система,

В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, чеганская, атлымская, новомихайловская и журавская свиты.

Талицкая свита Pg₁ mt

Свита подразделяется на две подсвиты: нижняя представлена темно-серыми глинами, верхняя подсвита - темно-серыми опоковидными глинами. Толщина свиты 130-150м.

Люлинворская свита Pg₂ ilb

Свита состоит из трех подсвит. Нижняя подсвита слагается опоками и опоковидными глинами, средняя - диамитами и диамитовыми глинами, и верхняя - зеленовато-серыми тонкослоистыми диамитовыми глинами. Толщина свиты 200-225м.

Атлымская свита Pg₃ p

Свита сложена разнозернистыми кварц-полевошпатовыми песками. Толщина свиты 60-80м.

Новомихайловская свита Pg₁ r

Свита представлена чередованием серых и бурых глин, алевролитов, кварцевых песков с прослоями углей. Толщина свиты 50-70м.

Четвертичная система, Q

Четвертичные отложения несогласно перекрывают журавскую свиту, представлены супесями, песками с прослоями глин. Встречаются мощные слои торфа. Толщина отложений до 80м.

1.4 Тектоника и магматизм

Западно-Сибирская плита, образовавшаяся в послепротерозойское время, относится к молодым образованиям и характеризуется трехъярусным строением. В тектоническом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие отложения трех структурных этажей: нижнего - палеозойский фундамент, среднего - промежуточный чехол пермо-триасового возраста и верхнего - отложения осадочного чехла мезозойско-кайнозойского возраста.

Нижний этаж формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной платформы. Его развитие осуществлялось в условиях повышенной тектонической активности. Это определило значительную дифференцированность поверхностей объектов, выделяемых внутри рассматриваемого комплекса, и формирование большого количества дизъюнктивных нарушений. Доюрские отложения, представления о которых складываются в основном по данным геофизических методов, изучены слабо. Представлены данные отложения эффузивами кислого и основного состава.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, которая существовала в пермотриасовое время. Возраст пород определён на основании анализа материалов, полученных в процессе бурения крайне ограниченного числа скважин, и по аналогии с соседними регионами Западной Сибири. Породы среднего этажа менее дислоцированы и имеют меньшую степень метаморфизма. Эволюция рассматриваемого структурного этажа протекала в условиях господства относительно более спокойного тектонического режима. Следствием этого стало образование сравнительно меньшего количества дизъюнктивных нарушений. Средний структурно-тектонический этаж представлен преимущественно вулканогенными отложениями.

Верхний структурно-тектонический этаж формировался в мезозойско-кайнозойское время (платформенный этап) в условиях длительного устойчивого прогибания фундамента. Данный этап развития Западно-Сибирской плиты изучен наиболее полно. Он характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. К отложениям этого возраста приурочены основные скопления нефти и газа.

В тектоническом отношении Ем-Еговская площадь приурочена к одноименной вершине Красноленинского свода, относящегося к структуре первого порядка (графическое приложение 2).

Свод расположен на юго-западе Западно-Сибирской платформы и граничит с сопредельными структурами: с северо-востока свод отделен от сопредельных положительных структур того же ранга Елизаровским прогибом, а с запада и северо-запада Южно-Бобровским мегопрогибом. Согомская моноклиналь ограничивает Красноленинский свод на юго-западе. Южно-Елизаровский прогиб является юго-восточной границей свода.

В морфологическом отношении свод представляет собой слабо вытянутую ромбовидную структуру. Амплитуда свода по отражающему горизонту "Б" (верхняя юра) составляет относительно оси Мутомской котловины 100-150м, а относительно восточного моноклинального склона 300-350м. В современном структурном плане свод представляет собой тектонический элемент с региональным падением слоев в восточном направлении, в сторону Ханты-Мансийской мегавпадины.

В пределах Красноленинского свода выделяется ряд положительных структур второго порядка. Каждая из этих структур осложнена несколькими локальными.

По отражающему горизонту «А» (кровля фундамента) в пределах исследуемой площади выделяются Ем-Еговское, Сосново-Мысское, Пальяновское поднятия и западное окончание Новояндырского локального поднятия. По замыкающей изогипсе -2500 м Ем-Еговское локальное поднятие, образуя единую приподнятую систему, объединяется с Пальяновским и Новоендырским поднятиями, расположенными в юго-восточной части исследуемой площади.

По отражающему горизонту «Б» (кровля баженовской свиты) отмечаются все поднятия, описанные по горизонту «А». Одновременно наблюдается заметное выполаживание структурного плана. Амплитуды западного и восточного куполов Ем-Еговского поднятия выравниваются, т.е. рост западного купола заметно опережает развитие восточных структур. В целом на плане отмечается тенденция к заметному нивелированию структур в восточной части площади и рост структур на западе и северо-западе территории.

По отражающему горизонту «М₁» (кровля викуловской свиты) общая тенденция к погружению восточной части исследуемого участка сохраняется, т.е. если на структурном плане по отражающему горизонту «А» западная часть площади была более погруженной, чем восточная, то по отражающему горизонту «М₁» отмечается некоторая инверсия тектонических процессов в целом по площади. В тоже время сохраняются почти все локальные поднятия, отмеченные ранее.

На Ем-Еговской площади развиты многочисленные малоамплитудные дизъюнктивы сбросового типа. В системе разрывных нарушений, большая часть которых выделена по данным сейсморазведки, наибольший интерес представляют разломы, контролирующие положение межфлюидных контактов.

Данные элементы дизъюнктивной тектоники проникают в осадочную толщу вплоть до отложений викуловской свиты. Такие нарушения выявлены по большей части в центральном и западном участках исследуемого района. Сбросы в основном ориентированы в восточном направлении. Кроме того, они контролируют положение восточной части центрального купола Ем-Еговского локального поднятия. Серия разломов, расположенная восточнее купола, имеет в плане дугообразную, огибающую Ем-Еговское поднятие форму, из чего следует, что их происхождение вероятнее всего связано с интенсивным ростом Ем-Еговской структуры. Кроме описанных выше, на северо-западе площади выделены еще два нарушения, контролирующих водонефтяной контакт залежей тюменской свиты (отделяющие залежи тюменской свиты Ем-Еговской площади от Талинского месторождения). Эти нарушения имеют субширотную и субмеридианальную ориентировку.

1.5 Нефтегазоносность

Промышленная нефтегазоносность в пределах Ем-Еговской площади связана с юрскими (тюменская и абалакская свита) и меловыми (викуловская свита) отложениями.

Залежи нефти в отложениях тюменской свиты приурочены к продуктивным пластам ЮК₂⁹, залегающим на глубине 2250-2600м. Залежь нефти абалакской свиты приурочена к пласту ЮК₁, залегающему на глубине 2230-2500м.

Залежи нефти викуловской свиты приурочены к продуктивным пластам ВК₁ и ВК₂³, залегающим в кровельной части свиты на глубине 1360-1470м. Пласты имеют площадное распространение.

Толщина пласта ВК₁ колеблется в пределах 12-19м. Залежь нефти пласта ВК₁ объединяет в едином контуре Ем-Ёговское, Пальяновское и Сиговское поднятия. Размеры залежи пласта ВК₁ по внешнему контуру составляют 20*46км, высота 60м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 3.6 до 22м. Залежь пластовая сводовая. Водонефтяной нефтяной контакт (ВНК) для пласта ВК₁ изменяется от -1335 до -1420м с выраженным наклоном в восточном направлении.

Пласт ВК₂³ отделяется от ВК₁ 4-10 метровой глинистой перемычкой. Толщина пласта ВК₂³ изменяется от 11 до 31м. Пласт ВК₂³по внешнему контуру нефтеносности составляет 10*25км, высота 2.5м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.6 до 27.6м. Залежь нефти по всей площади водоплавающая. ВНК наклонный, с изменением абсолютных отметок от -1349 до -1366м.

Продуктивные отложения тюменской свиты, являющиеся одним из объектов поисков и разведки в пределах Красноленинского свода, имеют площадное распространение и отличаются очень сложным геологическим строением залежей.

Основываясь на детальной корреляции разрезов скважин Талинской площади, проведенной по результатам литологических, петрофизических и промыслово-геофизических исследований, в наиболее полных разрезах тюменской свиты, выделено 10 песчано-алевролитовых пластов: промышленные притоки нефти связаны с пластами ВК₂³, ЮК₄⁸, ЮК₁₀ и ЮК₁₁.

По результатам геологоразведочных работ водонефтяные контакты с некоторой долей условности устанавливаются по продуктивным пластам: ЮК₂³ на а. о.- 2430м, ЮК₄⁵- 2452м, ЮК₇⁸ - 2552м.

Испытание викуловского горизонта на Ем-Еговской площади проведено более чем в 20 разведочных скважинах. Комплексом проведенных геологоразведочных работ (ГРР) доказана промышленная нефтеносность его кровельной части, где выделяются продуктивные пласты ВК₁³. Наиболее важное значение для промышленного освоения имеет пласт ВК₁.

Продуктивные отложения викуловской свиты залегают на глубинах 1360-1470м и представляют собой песчано-алевролитоглинистую толщу с преобладанием алевролитового материала, сложенную тонким линзовидным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Толщина песчаных и алевролитовых прослоев, в большинстве случаев, составляет 5-20см, реже 1-2м. Толщина глинистых прослоев и линз варьирует от долей мм до 2см. Участками в разрезе наблюдается тонкое (1-2мм) чередование серых мелкозернистых алевролитов и темно-серых глин.

В керне нефтенасыщенность коллекторов по разрезу характеризуется значительной неоднородностью. Слабо глинистые песчаники и алевролиты окрашены в темно-коричневый цвет, имеют резкий запах нефти, на образцах наблюдается выпот нефти. Толщина таких прослоев колеблется от 5-30см, редко достигает 2-5м и более, чаще толщина этих прослоев составляет 5-10см. Более глинистые алевролиты и алевриты, а также участки разреза с тонким (1-5мм) чередованием алевролитов и алевритов имеют относительно слабое насыщение нефтью.

Эффективная толщина коллекторов изменяется от 3.6 до 22.2м,

дебиты нефти изменяются от долей до 19-20т/сут., составляя, в среднем 5-10м/сут. Нефтегазоносность отложений баженовской свиты и нефтеносный пласт ЮК₁ абалакской свиты являются, по-видимому, взаимосвязанными. Данный вывод напрашивается из опыта эксплуатации пласта ЮК₁. Он является повсеместно выдержанным по площади и по разрезу. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта по данным геофизических исследований (ГИС) составляет 2м. Таким образом, небольшой по объему коллектор дает основную добычу нефти Ем-Еговской площади и представляет собой кавернозно-трещинную емкость карбонатного состава, которая подпитывается (не исключено) из нижней части баженовской свиты, содержащей нефть аналогичную по физико-химическим свойствам добытой из пласта ЮК₁. Данное предположение не является аксиомой и требует для его проверки большого объема научных и практических исследований.

1.6 Гидрогеологическая характеристика разреза Ем-Еговской площади

В разрезе мезозойско-кайнозойских отложений Ем-Ёговской плошади Красноленинского свода выделяют два гидрогеологических этажа: юрско-сеноманский и олигоцен-четвертичный, раздробленные водоупором (700-750м.) турон-олигоценового возраста.

В нижем этаже по особенностям солевого состава подземных вод в Красноленинском районе выделяют три гидрогеологических комплекса: юрский, аптский, альб-сеноманский, разделённые водоупором юрского и нижнемелового возраста. По смежным районам в составе нижнего этажа выделено 4 комплекса, включая, кроме упомянутых, ещё неокомский проницаемый комплекс. В Красноленинском районе и на окраинных участках Шаимского района (Ловинско-Потонайском, Яхлинском) разрез неокома, как известно, представлен преимущественно глинистыми породами фроловской свиты и не содержит проницаемых водоносных пластов.

К юрскому проницаемому комплексу в описываемом районе по близкому составу вод, их удельному весу, минерализации отнесены проницаемые породы шеркалинского горизонта тюменской свиты (нижний разработанный объект ЮК₁₀¹¹), линзовидные верхней части той же свиты (верхний объект ЮК₂⁹), распространяется, главным образом, в прогибах и на крыльях локальных поднятий в границах Талинского палеорукава, а также проницаемые интервалы верхней части фундамента (коры выветривания), имеющие локальное распространение. Толщина комплекса составляет 730м по тюменской свите плюс 70м по вскрываемой части фундамента. Покрышкой его и водоупором служит 700 метровая толща преимущественно глинистых пород верхней юры (абалакская, баженовская свиты), барриас-воланжина и готтерив-барема (фроловская свита), нижней части апта (кошайская свита).

Водообильность комплекса по данным опробования или дебиты скважин по воде, как и дебиты их по нефти, находятся примерно в равных соотношениях. Дебиты скважин по нефти колеблются от долей до нескольких м³/сут по верхнему объекту ЮК₂⁹ до 150-200м³/сут и более по шеркальскому горизонту. То же самое явление наблюдается и по притокам пластовой воды. Дебиты скважин по воде из пластов по Ем-Ёговской до 19-34м³/сут. По верхним линзовидным пластам дебиты воды значительно ниже (5-15м³/сут). Лишь в единичных случаях встречаются водообильные линзы (35-66м³/сут - пласт ЮК₈⁹; 91м³/сут - скв.121; 7,6-38,4м³/сут по пластам ЮК₂⁸) или скважины оказываются практически сухими. На Ем-Ёговской площади наблюдаются малодебитные скважины с притоками 1,0-10,5м³/сут.

Следовательно, с шеркалинским горизонтом района связывается максимальная водообильность продуктивных пластов юрского разреза (как максимальная нефтенасыщенность и продуктивность этого объекта). Аптский водоностный комплекс объединяет проницаемые отложения викуловской свиты апт-нижнеальбского возраста, суммарной толщиной 280м. Глинистой покрышкой (водоупором) служит нижняя подсвита ханты-мансийской свиты толщиной 160 м. Наиболее изучены проницаемые пласты ВК₁ и ВК₂³, находящиеся в разработке на Ем-Ёговской площади. Водообильность песчано-алевролитовых пород из-за их линзовидного строения аналогична верхнему объекту тюменской свиты Талинского месторождения. Дебиты скважин по воде на Ем-Ёговской площади в большинстве случаев колеблются от 0,4 до 20-43м³/сут (скв.3, 536).

Олигоцен-четвертичный гидрогеологический этаж в составе атлымской, новомихайловской, туртасской свит и четвертичных отложений, общей толщиной 200м, представленных преимущественно песчано-алевролитовыми породами, представляет практический интерес для организации хозяйственно питьевого водоснабжения.

Атлымско-новомихайловский водоносный горизонт является основным для централизованного водоснабжения, приурочен к нижней песчаной части одноименной свиты, распространенной по всей площади за исключением Няганьского участка, где он полностью размыт. Кровля его залегает на глубине от 20 до 100м, подошва ограничивается глубиной залегания морских водоупорных глин толщиной до 750м. На большей части своего распространения горизонт перекрыт глинистыми осадками новомихайловской свиты и имеет напорный характер, величина напора значительно меняется по площади и составляет в среднем 140м, статический уровень чаще всего прослеживается на глубине 5-10м.

Литологически вмещающие породы представлены средне- и мелкозернистыми песками: аллювиальными, аллювиально-озерными, озерными, с маломощными редкими прослоями глин и алевролитов. Коэффициент фильтрации водосодержащих песков составляет 1-10м/сут, производительность скважин - 0,7-21,4л/с.

Четвертичный водоносный горизонт приурочен к среднечетвертичным песчаным отложениям и подстилается водоупорными глинами водно-ледникового генезиса. Водовмещающими породами являются кварцевые пески от среднезернистых до тонкозернистых, глинистых, содержащих линзы и прослои глин. Толщина горизонта составляет в среднем 20м, пьезометрический уровень установлен на глубине 3-7м. Коэффициент фильтрации водосодержащих песков 3-5м/сут. Дебиты скважин изменяются от долей до 10л/с. это обусловлено резкой и частой сменой литосостава четвертичных отложений. Воды горизонта пресные, гидрокарбонатномагниевые и магниево-кальциевые. Отмечено повышенное содержание железа (3,6-7,0мг/л) и марганца, пониженное - фтора (0,05-0,3мг/л).

Для целей поддержания пластового давления в нефтяных залежах рекомендуется использовать воды альб-сеноманского комплекса, наиболее близкие по составу к водам продуктивных пластов, что обеспечивает вымывающую способность коллектора и повышает нефтеотдачу.

1.7 Другие полезные ископаемые

Кроме месторождений углеводородов Западно-Сибирская плита содержит залежи всевозможного минерального сырья, как в фундаменте, так и в чехле.

Ископаемые угли. Пробуренная 100 скважина на Ем-Ёговской площади вскрывает пропласты углей, что дает основание для постановки дальнейших поисковых работ на данный вид полезного ископаемого.

Торф. Восточная часть Западно-Сибирской плиты (изучаемая площадь в том числе) изобилует реками, озерами и болотами, что способствует накоплению торфа. Запасы торфа огромны, их освоение - предстоящие задачи геологии региона.

Песок и гравий. В большей степени палеоген-неогеновые отложения Западной Сибири представлены песком и гравием, который частично разрабатывается для местных нужд, разработка этого вида полезного ископаемого, несомненно, будет расширяться.

Глинистое сырье. Запасы глин в регионе практически неограниченны, добыча глинистого сырья в настоящее время ведется, но не в полном объеме.

Сапропель. ХМАО изобилует озерно-болотными образованиями, где возможно образование и последующая добыча сапропели, который образуется на дне любого зарастающего пресного водоема. Сапропель - это гнилостный ил, который содержит до 60-70% углерода, различные органические кислоты, а также кальций, азот, фосфор, железо, йод, бор, бром, медь, витамины, каротин и биостимуляторы роста. Он используется в качестве высокоэффективного удобрения, прибавки к кормам, а также как лечебное средство (грязи). Мощность сапропелевых залежей в водоемах ЗСП достигает 2-4м, запасы - колоссальны. Добыча и использование этого полезного ископаемого слабо организованы.

2. Специальная часть. Особенности стратиграфического строения мезозойских отложений Ем-Еговоской площади и их нефтегазоносность

2.1 Особенности литолого-стратиграфического строения нефтегазоносных мезозойских отложений

Продуктивными на месторождения являются меловые и юрские отложения Викуловской, Тюменской свит

Промышленная нефтеносность викуловской свиты установлена в пределах Ем-Еговской площади. Залежи нефти приурочены к продуктивным пластам ВК₁ и ВК₂³, залегающим в кровельной части свиты. Пласты имеют площадное распространение. Толщина ВК₁ колеблется в пределах 12-19м. Пласт ВК₂ отделяется от ВК₁ 4-10 метровой глинистой перемычкой, содержащей 2-4 метровый прослой известняка. Толщина пласта ВК₂ изменяется от 11 до 31 метра. Залежь нефти пласта ВК₁ объединяет в едином контуре Ем-Еговское, Пальяновское и Сиговское поднятия. Размеры залежи пласта ВК₁ по внешнему контуру составляют 20*46км, высота 60 метров. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,6 до 22,2 метров. Залежь пластово-сводовая. Установлено неравномерное скачкообразное изменение поверхности ВНК с выраженным наклоном в восточном направлении. Принятые абсолютные отметки положения ВНК для пласта ВК₁ изменяются от -1335 до -1420м (Лист №2).

Размеры залежи пласта ВК₂³ по внешнему контуру нефтеносности составляют 10*23км, высота 25м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 до 27,6м. Залежь нефти по всей площади водоплавающая. ВНК устанавливается наклонным с изменением абсолютных отметок от -1349 до -1366м.

Продуктивные пласты викуловской залежи характеризуются алевритоглинистым составом с преобладанием алевритов в разрезе. Более подроная геолого-физическая характеристика пластов ВК₁ и ВК₂ приведена в таблице 2.1.1.

В разрезе отложений тюменской свиты выделяются 8 продуктивных пластов ЮК₂³, ЮК₄, ЮК₅, ЮК₆, ЮК₇⁸, ЮК₉ (Лист №3).

Пласт ЮК₂³ залегает в кровле тюменской свиты, представлен маломощными линзами и прослоями песчаников и алевролитов. Средняя толщина 2-4м.

Пласты ЮК₄⁵ сложены серыми мелкозернистыми песчаниками и алевролитами полимиктовго состава. В плане имеют линзовидное строение.

Песчано-алевролитовые осадки пласта ЮК₆ связаны с русловыми фациями палеорек. Песчаники и алевролиты мелкозернистые, глинистые. Толщина песчаных линз колеблется в пределах 1-8м.

Пласты ЮК₇ и ЮК₈ выделяются в средней части тюменской свиты. На площади распространены повсеместно. Толщины изменяются от 3-5 до 10-15м.

Песчаники и алевролиты пласта ЮК₉ преимущественно мелкозернистые, сильно заглинизированы. Пласт не выдержан по площади и в разрезе. С резким литологическим замещениями и расслоениями. В пределах Ем-Еговской площади прослеживаются в виде отдельных линз и узких от 1 до 5км извилистых полос линзовидного строения. Суммарные толщины песчано-алевролитовых тел изменяются от 2 до 6,8м.

Таблица 2.1.1

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и свойств нефтей Ем-Ёговской площади.

Параметр	ВК1	ВК2	Тюменская свита
1.Средняя глубина залегания, м	-1363	-1463	-2300
2. Тип залежи	Пластово-сводовая	Пластовая-водоплавающая	Литологическая
3. Тип коллектора	Терригенный	Терригенный	Терригенный, трещиновато-пористый
4. Площадь нефтегазоностности, тыс. м2	639,6	217,2	1232,6
5. Средняя общая толщина, м	12-19	11-31	--
6. Средняя нефтенасыщенная толщина, м	7,6	4,7	13,6
7. Пористость, дол.ед	0,27	0,27	0,12
8. Средняя насыщенность нефтью, дол.ед	0,55	0,27	0,22
9. Проницаемость, мкм2	47,2*10-3	38,3*10-3	8*10-3
10. Пластовая температура, С0	59	59	100-102
11. Пластовое давление, Мпа	13,0	13,0	23,2-23,8
12. Вязкость нефти в пластовых условиях, Мпа*с	4,31	4,31	0,53-0,4
13.Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,819	0,819	0,681-0,640
14.Объёмный коэффициент нефти, дол.ед	1,075	1,075	1,466-1,615
15. Содержание серы в нефти, %	0,4	0,4	0,3
16. Содержание парафина в нефти, %	4,8	4,8	3,5-3,2
17. Давление насищения нефти газом, Мпа	4,8	4,8	14,5-17,7
18. Газосодержание нефти, м3/т	26	26	163-211
19. Средняя продуктивность, (м3/сут.)* Мпа	2,95	2,72	--
20. Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т	25	25	--
21. Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа*10-4	8,88	8,88	--
22. Плотность нефти при условиях сепарации, кг/м3	852	852	--

2.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

Средняя нефтенасыщенная толщина пласта ВК₁ Ем-Еговской площади по категории запасов С₁ равна 10,8м (по категории С₂ - 5,0м), пласта ВК₂³ - 7,9м и 4,5м по категориям С₁ и С₂ соответственно.

Отличительной особенностью геологического строения пластов, является присутствие в разрезе значительной доли пропластков коллектора с толщиной более 4м, на 1-ом участке -77%, на 2-ом - 70%. Доля пропластков толщиной меньше 1м для 1-го участка составляет 11,5%, для 2-го - 15%. Размеры пропластков неколлектора значительно меньше, средняя толщина составляет 1,3м. Доля пропластков неколлектора толщиной не более 1м составляет 70%.

Таким образом, продуктивные пласты ВК₁ и ВК₂³ по морфологическому строению относятся к типу монолитных. Присутствующие в разрезе пласта тонкие пропластки неколлектора не могут служить существенными экранами для фильтрации жидкости. Мощные пропластки коллектора образуют единый гидродинамически связанный объём.

Для пластов, имеющих монолитное строение, характерным является высокое значение коэффициента охвата пласта вытеснением (0,8-0,9) для применяемого в настоящее время диапазона плотностей сеток скважин и систем разработки, потери нефти вследствие прерывистости пластов не будут превышать 10-20% запасов.

По проницаемости продуктивные пласты викуловской свиты относятся к классу низкопроницаемых. Средняя проницаемость пласта ВК1 составляет 47,2*10^-3мкм², на 1-ом участке - 42*10^-3мкм², на 2-ом - 49*10^-3мкм². Диапазон изменения проницаемости от 0 до 200*10^-3мкм². Доля пропластков коллектора с проницаемостью меньше 10*10^-3мкм² составляет для 1-го участка - 12,5%, для 2-го - 14,5%, что значительно меньше, чем для юрских продуктивных пластов района.

Доля пропластков с проницаемостью более 100*10^-3мкм² составляет для 1-го участка - 8%, для 2-го - 12%. Основной объём пласта сложен из пропластков с проницаемостью от 10*10^-3мкм² до 50*10^-3мкм², на долю которых приходится 61,5% объёма пласта на первом участке и 51% на втором участке.

Средняя проницаемость пласта ВК₂³ составляет 38,3*10^-3мкм². Доля пропластков коллектора с проницаемостью менее 10*10^-3 мкм² в общем объёме пласта составляет 27%, менее 50*10^-3мкм² - 70,4%.

Таким образом, на долю пропластков коллектора с проницаемостью меньше 50*10^-3 мкм² приходится 65-75% нефтенасыщенного объёма, что будет определять низкие темпы выработки основной части запасов нефти. Установленная структура запасов нефти определяет необходимость рассмотрения в работе методов интенсификации добычи.

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства нефтей и растворенных газов на площади изучались по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в ЦЛ «Главтюменьгеология». Пластовые нефти отбирались пробоотборниками ВПП-300 и ПД-3м.

Поверхностные нефти отбирались с устья скважин. Исследования их проводились согласно перечню физико-химических характеристик, определяемых для поверхностных нефтей, по государственным стандартам.

Компонентный состав нефтяного газа и пластовой газонасыщенной нефти представлен в таблицах 2.3.1 и 2.3.2.

Свойства пластовых нефтей в пределах залежей резко отличаются между собой. Нефти викуловской свиты имеют низкое газосодержание, давление насыщения. Нефти пластов ЮК₂⁵,ЮК₁₀¹¹ находятся в условиях повышенных пластовых давлений (24Мпа) и температур(1020С). Газосодержание изменяется в диапазоне 163-211м3/т, давление насыщения значительно ниже пластового. Нефть в пласте очень лёгкая.

Пластовые нефти горизонтов ЮК₂⁵ и ЮК₁₀¹¹близки между собой, молярная доля метана в них в среднем составляет 32,3%.Суммарное количество лёгких углеводородов С₂Н₆-С₅Н₁₂-27%.Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов ВК1-3, ЮК2-5, ЮК10-11 малосернистые, с выходом фракций до 3500С не менее 45%, парафинистые малосмолистые.

Нефти пластов ВК1-3 вязкие, средней плотности; пластов ЮК2-5,ЮК10-11 маловязкие, лёгкие.

Таблица 2.3.1

Компонентный состав пластовой газонасыщенной нефти Ем-Еговского месторождения (молярная концентрация, %)

Пласт	Диоксид углерода	Азот	Метан	Этан	Пропан	Бутаны	Пентаны	Остаток	Мол. масса, г/моль
						Изо	норм.	изо	норм.
ВК1	0.03	0.10	12.94	1.40	3.02	1.12	3.46	1.63	2.68	73.61	176.8
ЮК2-3	0.90	0.36	32.67	7.24	8.58	1.39	4.18	1.34	2.01	41.33	96.6
ЮК7-8	1.45	0.18	36.39	9.81	9.39	1.58	3.79	1.25	1.85	34.31	86.0

Таблица 2.3.2

Компонентный состав нефтяного газа Ем-Еговского месторождения по результатам однократного разгазирования (молярная концентрация, %)

Пласт	Диоксид углерода	Азот	Метан	Этан	Пропан	Бутаны	Пентаны	Остаток	Мол. масса, г/моль	Плотность газа,кг/м3
						изо	норм.	изо	норм.
ВК1	0.15	0.59	68.62	6.68	10.74	2.45	5.96	1.31	1.69	1.81	26,66	1.108
ЮК2.5	1.60	0.65	58.51	12.71	14.09	1.97	5.42	1.19	1.52	2.34	28.65	1.191
ЮК7-8	2.26	0.28	56.92	15.12	13.80	2.08	4.66	1.13	1.47	2.28	28.67	1.192

Таблица 2.3.3

Физико-химическая характеристика пластовой нефти Ем-Еговского месторождения (однократное разгазирование)

	Пластовое давление, МПа	Пластовая температура, °С	Давление насыщения, МПа	Коэфф-т сжимаемости, 1/МПа10-4	Газосодержание	Обьемный коэффициент	Плотность нефти, кг/м3	Вязкость пласт. нефти, мПа*с	Плотность газа, кг/м3
							сепарирован.	пластовой
					м3/т	м3/м3
пласт ВК1
минимальные значения	12.2	58	3.2		14.30	12.36	1.048	855	814	3.33	0.780
максимальные значения	13.9	60	5.7		36.66	31.36	1.082	865	835	5.40	1.160
среднее по пласту	12.9	59	4.6		25.79	22.12	1 .064	858	826	4.25	1.019
пласт ЮК2-3
минимальные значения	19.5	92	10.0		116.90	98.61	1.321	830	616	0.40	1.080
максимальные значения	27.4	112	18.0		237.35	197.02	1.718	844	724	0.81	1.376
среднее по пласту	23	100	14.5		163.24	136.13	1.466	836	681	0.53	1.191
пласт ЮК7-8
среднее по пласту	24.0 .	100	20.7		217.52	181.34	1.643	834	634	0.23	1.15

1

Физико-химические свойства пластовых нефтей по продуктивным пластам представлены в таблице 2.3.3.

Содержание серы в нефти пластов ЮК незначительное и равно 0.3%, парафина- 3.5%.

В целом нефти пластов ЮК маловязкие, лёгкие, малосернистые, парафинистые.

Содержание серы в нефти пластов ВК незначительное и равно 0.4%, п...