Физико-механическая характеристика пород
Таблица 1.3 Физико-химическая характеристика пород
Индекс страт. подр. |
Интервал по вертикали, м |
Краткое название породы |
Плотность, г/см3 |
Пористость, % |
Проницаемость, мД |
Глинистость, % |
Твёрдость, кгс/мм2 |
Абразивность |
Категория породы |
||||||||
Q (четвертичная система) |
0 |
60 |
Пески |
2,4 |
40 |
10 |
- |
14-45 |
7-8 |
М |
|||||||
Супеси |
2,25 |
35 |
1 |
15-20 |
14-45 |
2 |
|||||||||||
Суглинки |
2,2 |
35 |
0,5 |
30 |
14-45 |
1 |
|||||||||||
Глины |
1,8 |
6 |
0,001 |
90 |
4-13 |
1-4 |
|||||||||||
P (палеогеновая система) |
60 |
695 |
Пески |
2,4 |
40 |
10 |
- |
15-45 |
7-8 |
М |
|||||||
Глины |
1,8 |
6 |
0,001 |
90 |
4-13 |
1-4 |
|||||||||||
K (меловая система) |
695 |
2800 |
Песчаник,алевролит |
1,9-3,2 |
14,1-46,2 |
10-10000 (ср. 3300мД) |
10,6-20,4 |
14-45 |
7-8 |
М, С |
|||||||
Нефтегазоносность месторождения
Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с отложениями мелового комплекса, в юрском комплексе обнаружено лишь несколько небольших по объёму залежей.
Северо-Комсомольское НГКМ по характеру геологического строения можно отнести к группе очень сложных, поскольку нефтегазоносность залежей обусловлена разрывными нарушениями и литологическими экранами.
Продуктивный разрез до глубины 3000 м включает в себя 9 газовых залежей, 4 газоконденсатных, 6 нефтяных и 2 нефтегазовые залежи. Большинство из них распрлагаются на значительных глубинах.
Основным промышленно-разрабатываемым объектом месторождения является пласт ПК1. Его породы характеризуются высокими емкостно-фильтрационными свойствами. Открытая пористость пород-коллекторов пласта ПК1 колеблется от 24 до 49%, а средний показатель 30%. Проницаемость пласта по разным оценкам варьирует в интервале от 1 до 10000 мД, составляя в среднем 3000 мД.
Пласт сложен слабосцементированными песчаниками и песками с многократными прослоями глинистых пород. Толщина проницаемых пропластков, играющих основную роль, до 4 м. Толщины глинистых прослоев, разграничивающих коллектора, изменяются от 0,4 до 5 м.
Протяженная шовная зона тектонических нарушений обусловила наличие двух газонефтяных залежей.
Залежь 1 – приурочена к Западному л.п., вскрыта 25 скважинами на глубинах от 1050 до 1120м. Залежь массивного типа, ограничена тектоническими нарушениями в западной части. В залежи образована обширная газовая шапка размерами 20х4,6 км при высоте 37 м.
Залежь имеет мощную водонасыщенную часть – 80 м в высоту и ширину от 0,2 до 3,5 км, занимая таким образом 32% от площади нефтеносности.
Залежь 2 – приурочена к Южному и Восточному л. п., вскрыта на глубинах 1055-1220м. Морфологически идентична вышерассмотренной залежи, однако имеет гораздо большие размеры. Газовая шапка 39х4,7 км при высоте в 49м, нефтяная оторочка 41х5,9 км при высоте 12 м.
Толщина газовой шапки от 1 до 58 м, в среднем 20 м. Нефтяная оторочка по толщине варьирует в пределах от 3 до 19 м, в среднем 9,7 м.
Водонасыщенная часть залежи порядка 72 м, шириной от 0,2 до 2 км и объёмом 22% от общей площади нефтеносности.
Пласт отделяется от нижележащих водонасыщенных отложений выдержанной по площади пачкой глинистых пород толщиной более 5 м.
Рисунок 2 Краткая характеристика нефтеносности пласта ПК1
Рисунок 3 Краткая характеристика газоносности пласта ПК1