Повышение уровня нефтеотдачи


 

      Рисунок 1. Карта месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»

 

 

 

 

 

 

Введение.

В Западной Сибири сосредоточено 68% запасов нефти России. Добыча нефти  здесь ведется с 1964 г. Основной нефтяной регион Западной Сибири и России в  целом – ХМАО - Югра, где добывается почти 2/3 российской нефти. По состоянию на 01.01.2009г. ОАО «Сургутнефтегаз» является одной из крупнейших вертикально интегрированных нефтяных компаний России, объединяющей научно-проектные, геологоразведочные, добывающие, нефте- и газоперерабатывающие, сбытовые предприятия.

Основными направлениями  деятельности компании являются:

1. Разведка и добыча  углеводородов (поиск, разведка, эксплуатация месторождений нефти  и газа);

2. Производство и маркетинг  нефтепродуктов (переработка сырой нефти, оптовая и розничная продажа углеводородов, сопутствующих товаров и услуг);

3. Выработка продуктов  нефтехимии (переработка углеводородного  сырья в материалы для различного  вида химических продуктов);

4. Переработка газа  и производство электроэнергии (переработка нефтяного газа, продажа газа и жидких углеводородов, строительство и эксплуатация газотурбинных электростанций, работающих на нефтяном газе).

Западно-Сургутское нефтяное месторождение открыто  в 1962 г. и является одним из первых, выявленных в Западной Сибири.

Поисково-разведочные  работы начались в 1962 г. и проводились  Тюменским Геологическим Управлением. Они продолжались до 1964 г. и за это время была подтверждена нефтегазоносность пластов БС1 и БС2-3 и выявлена залежь нефти в пласте БС10. С 1964 г. разведочные работы производились в процессе эксплутационного бурения. В результате  работ уточнились структурные планы продуктивных горизонтов и модели залежей, были выявлены новые залежи нефти, детализированы коллекторские свойства пластов, технологические показатели разработки. В 1965 г. месторождение было введено в разработку.

Начиная с 1978 г. геологоразведочные работы были направлены на изучение нефтеносности юрских отложений (пластов ЮС0, ЮС1, ЮС2), пластов ачимовской толщи, результаты которых показали нефтеносность этих отложений и наличие в них залежей нефти.

Подсчет и пересчет запасов с утверждением Государственной  Комиссией по Запасам (ГКЗ) производился неоднократно организациями бывших Мингео – Тюменским Геологическим Управлением; затем Главтюменьгеологией, в 1964 г. по залежам пластов БС1, БС2-3, БС10, в 1966г.- БС 1 и БС2-3; Миннефтепрома – СибНИИНП в 1978 г.- БС1, БС2-3, БС10, БС11 .

За всю историю  разработки Западно-Сургутского месторождения  было составлено четыре технологических документа, согласно которым производилась разработка месторождения.

 

 

 

 

 

 

В процессе реализации этих документов возникла необходимость  уточнения технологических показателей  разработки, адаптации их к текущим  параметрам разработки, что и было сделано в «Проекте разработки», составленном в 1991г., который является  действующим документом  по настоящее время. 

Подытоживая, можно  отметить, что Западно-Сургутское месторождение находится в стадии снижения добычи нефти и характеризуется большой степенью выработки запасов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.Геологический раздел.

2.1. Краткая  характеристика геологического  строения разрабатываемых месторождений ОАО “Сургутнефтегаз”

 

По геологическому строению разрабатываемые месторождения               ОАО “Сургутнефтегаз” делятся на две основные группы:

Нефтегазовые - Лянторское, Федоровское, Вачимское, Быстринское, Яун-Лорское, Комарьинское, Дунаевское, Савуйское, где свободный газ находится либо в виде небольших чисто газовых залежей, либо в виде газовых шапок газонефтяных залежей.

Нефтяные - все остальные месторождения, содержащие чисто нефтяные залежи, где газ содержится в нефти в растворенном состоянии.

Для большинства  месторождений характерно наличие  большого количества нефтенасыщенных горизонтов (пласты от АС4 до ЮС2), залегающих на глубинах от 1860 м до 3000 м и существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

По своему строению большинство залежей нефти и  газа относятся к типу пластовых, сводовых. Ряд залежей являются частично или полностью литологически ограниченными.

 

Таблица 1. Геолого-физические характеристики основных продуктивных пластов разрабатываемых месторождений и свойств их нефтей.

 

Параметры

от

до

Плотность в  пластовых условиях, кг/м3

666

872

Плотность в  поверхностных условиях, кг/м3

813

950

Вязкость в  пластовых условиях, мПа*с

1,2

9,45

Газосодержание  нефти, м3/т

21

134

Давление насыщения  нефти газом, МПа

5,9

20,0

Содержание  серы в нефти, %

0,41

2,43

Содержание  парафина в нефти, %

1,65

4,86


 

 

 

 

 

 

 

 

Коллектора  практически всех выявленных залежей  представлены песчаниками и алевролитами и относятся к поровому типу. Проницаемость коллекторов изменяется в очень широком диапазоне (от 3 мД до 570 мД). Наилучшие коллектора связаны с пластами АС4-АС10, БС1-БС2, другие пласты группы АС и пласты БС10-11 имеют более низкую проницаемость, наиболее сложными и низкопроницаемыми коллекторами представлены пласты ачимовской толщи (БС16-БС22) и юрских отложений (ЮС0-ЮС10).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2 Геолого-физические характеристики  продуктивных пластов и свойств  их нефтей на Западно-Сургутском  месторождений.

 

Западно-Сургутское месторождение  по величине извлекаемых запасов относится к крупным, по количеству выявленных залежей.

 Характеристика залежей нефти Западно-Сургутского месторождения приведена в таблице 2.

Промышленные скопления  нефти приурочены к средне-верхнеюрским отложениям  (пласты ЮС2, ЮС1), отложениям  валанжина (пласты БС12,БС11,БС10) и готерива (пласты  БС4, БС2-3, БС1, АС9). Общий этаж нефтеносности составляет около 1000 м.

   Залежи пластов АС9, ЮС1 и ЮС2 – новые объекты, установленные в процессе до-разведки и эксплутационного бурения. В пластах  АС9 и ЮС1  залежи небольших размеров с несущественными запасами, приурочены к сводовой части структуры. Залежи пласта ЮС1 не вовлечена в разработку как нерентабельные.

Залежь пласта ЮС21, характеризующегося чрезвычайно сложным строением: резкой литологической изменчивостью  состава пород по площади и по разрезу,  колебаниями толщин  и широким диапазоном изменения дебитов нефти – от 47.7 до 0.4 м3/сут, находится в стадии до разведки и опытно-промышленной  эксплуатации. Залежь имеет региональный характер распространения и прослеживается, без разрыва нефтеносного поля, на Западно-Сургутском, Восточно-Сургутском, Родниковом и Федоровском месторождениях (деление залежи  по месторождениям - территориальное).

Пласт  ЮС22 нефтеносен лишь локально. Залежи располагаются в повышенных участках. Поэтому для объекта ЮС22 региональная  нефтеносность верхнего пласта ЮС21 является характерным коррелятивным признаком его выделения на Западно-Сургутском месторождении.

Самыми крупными как  по размерам, так и по величине запасов  нефти, являются залежи пластов БС10, БС1, БС2-3. Суммарные балансовые запасы нефти, содержавшейся в этих  пластах, составляют 92% запасов месторождения, извлекаемые- 97% .

Пласт БС10 представляет собой сложнопостроенное геологическое образование, состоящее из серии песчано-алевролитовых  пластов, переслаивающихся  с глинистыми породами.

Последними исследованиями установлено, что песчаные тела  относятся  к баровым отложениям. Отмечены следующие особенности их строения:

- в кровле пласта почти повсеместно, кроме южной части месторождения, присутствует верхний зональный песчаный интервал, соответствующий  объему выделяемого ранее пласта  БС101;

-   по западному крылу, с северной части структуры, до ее центральной  части в меридиональном направлении, паралельно друг другу,  картируются

 

 

 

2-3  «вреза» серии  пластов-коллекторов, резко прерывающихся  в широтном  направлении.

Далее на юг от центральной  части месторождения отмечается развитие коллекторов на восточном крыле, одновременно уменьшаются толщины и площадное  развитие пластов-коллекторов по двум  «врезам» на западном крыле.

В южной части площади  нарушается  непрерывность распространения  верхнего зонального интервала коллекторов, а нижезалегающие пласты-коллектора  имеют прерывистый характер и разделяются глинистыми разделами, которые по  своей  толщине превосходят толщины пластов-коллекторов.

До недавнего времени  всю толщу  песчано-глинистых  образований разделяли на три горизонта с выделением трех песчаных пластов (врезов) БС101, БС102  и БС103 в горизонте БС10 и по одному пласту в БС11 и БС12.

На сегодняшний день, с позиций  геолого-промысловых  задач, подсчета запасов,  разработки месторождения и характера строения горизонтов, вышеописанные горизонты  подразделили на пять зональных песчаных интервалов (условно пластов) – БС101, БС102, БС103, БС104 и БС105. С учетом прежней индексации границы пластов БС101 и БС102 остаются в прежнем объеме. Пласты  БС103 и БС104 соответствуют горизонту БС11. Пласт БС105 соответствует горизонту БС12 .

Основная залежь пласта БС10 – БС101 распространена по всей площади месторождения и имеет размеры 25х10 км. (прил. 3а), при высоте залежи 110 м. (таб.1). ВНК находится на абсолютной (абс.) отметке  -2275-2315 м. Тип залежи - структурно-литологический. В юго-восточной части площади выделяется  самостоятельная,  Восточная, залежь (прил.3а) .Она находится в пределах пойменной части р. Оби и городской черты г. Сургута. Залежь имеет размеры 9х8 км, высоту 72 м, ВНК находится на  абс. отметке -2332 м. Тип залежи – структурно-литологический. В северной и восточной частях залежи коллектора замещаются на более плотные породы.

Пласт БС102 включает в себя 2 самостоятельные залежи, которые территориально и по разрезу гидродинамически  разобщены (прил. 3б )

Залежь 1 располагается  в центральной и северной частях площади, залежь 2 – в южной и, далее распространяется к югу, сливаясь с Южно-Сургутской залежью. Залежи имеют разные уровни ВНК.

Обе залежи разбурены  по эксплутационной сетке и оконтурены. Уровень ВНК залежи1 находится  в пределах –2275-2281 м. Высота залежи составляет 80 м, размеры 21х7.5 км, тип  залежи – структурно-литологический.

Залежь 2, в пределах Западно-Сургутского  месторождения не имеет контура  нефтеносности, ВНК не установлен. Высота залежи 145 м, размеры 11х7.5 км, тип залежи – структурно-литологический.

В пласте БС103 выявлено шесть залежей нефти – 1, 2, 3, 4, 5 и 6. Залежи 5 и 6 -  в районе скважин №, № 22, 301р (прил.3в).

 Залежь 1 расположена в северо-восточной части площади, по всему периметру   ограничена   зоной   неколлектора,   т.е. является  литологически-

 

 

 

 

экранированной. Размеры залежи составляют 6х2 км, высота – 40 м. ВНК  отмечен на  абс.отметке  –2275-2280 м.

Залежь 2 расположена  к западу от первой и отделяется от нее зоной неколлекторов шириной 0.5-1.0 км. Залежь имеет изометричную форму, обусловленную конфигурацией  развития пород-коллекторов, структурным их положением, прерывистыми линиями ВНК.

ВНК залежи фиксируется  на абс. отметках –2275-2280 м. Размеры залежи 7х1 км, тип залежи – структурно-литологический.

Залежь 3 находится в  южной части месторождения. (прил.3в). ВНК залежи не вскрыт. Размеры залежи 11х2.5 км, высота залежи- 10 м, тип – структурно-литологический.

Залежь 4 расположена  в юго-западной части месторождения. ВНК фиксируется на абс. отметке  -2283.1 м. Высота залежи 25 м, размеры – 3.5х1.1км, тип залежи – структурно-литологический.

 Залежь 5 , в районе скв. №22, характеризуется высотой 25 м, размерами 3.5х1.1 км. ВНК фиксируется на абс. отметке –2284 м.

 Залежь 6, в районе скв. № 301р, имеет размеры 1.2х1.2 км (прил.3в), высота залежи 10 м, ВНК находится на абс. отметке –2281.5 м.

 В пласте БС104 выявлено три залежи-1, 2 и 3. Залежь 1 располагается  в северной  части месторождения и приурочена к своду небольшого поднятия. Залежь является пластовой-сводовой. ВНК зафиксирован на абс. отметке –2270 м, размеры залежи 2.5х1.2 км, высота-12 м.

Залежь 2 является северной частью залежи, распространяющейся далее к югу, в пределах Южно-Сургутского месторождения. ВНК  вскрыт на абс. отметке 2330 м. Высота залежи – 46 м,  размеры – от 5.2 км,  в южной части, до 0.5 км,  в северной. Ширина залежи – 2.5 км. Тип залежи – структурно-литологический.

Залежь 3 расположена  к северо-западу от залежи 2. ВНК изменяется от  -22287-2295 м, в северной части залежи, до –2304 м, в южной. Высота залежи- 17 м, размеры- 2.5х1.0 км. Тип залежи- структурно-литологический.

Пласт БС105 имеет только одну залежь нефти. Размеры залежи 3.2х1.2 км, высота – 12 м, ВНК располагается на абс. отметке –2340 м. Тип залежи – структурно-литологический. Залежь не вовлечена в разработку как нерентабельная.

Характеристики залежей пластов БС2-3, БС4, БС12, БС11  представлены в таблице 1.

 Пласт БС2-3 нефтенасыщен на двух участках. Основной по величине участок приурочен к северо-восточной части месторождения и имеет размеры 13х5 км. ВНК зафиксирован на абс. отметке –2014 м, высота залежи –38 м.

 Пласт БС4 продуктивен на небольшой площади на  северном куполе поднятия. Размеры площади нефтеносности 2.2х1.9 км, высота залежи –18 м, ВНК  располагается на абс. отметке –2014 м.

 

 

 

 

 

Пласт БС1 делится на две части: верхнюю-БС11 и нижнюю-БС12 (рис.2). Коллектора  верхней части пласта развиты и нефтенасыщены по всей площади поднятия. Размеры залежи пласта –22х7.5 км, высота залежи – 50 м, тип – пластовая-сводовая. ВНК  располагается на отметке  -2014 м.

Залежь нижней части  пласта меньше, чем верхней, размеры ее 14.2х5 км. ВНК зафиксирован на отметке  -2014 м, высота-42м. Пласт неоднороден, много зон замещения пород-коллекторов.

Пористость пород-коллекторов  варьирует в пределах от 16.2 до 28.2% , увеличиваясь вверх по разрезу. Из общего плана, более высокими показателями,  выделяются  пласты БС4, БС2-3 и АС9 .

Проницаемость изменяется от 0.013 до 0.552 мкм2. Хорошие показатели проницаемости имеют пласты  БС11 и БС2-3.

 Нефтенасыщенность коллекторов изменяется  от 45 до 71% (пласт БС11). Начальное пластовое давление, как и пластовая температура, уменьшаются вверх по разрезу от 27.3 до 19 (МПа) и от 74 до 55 оС, соответственно. Удельная продуктивность изменяется  от 0.057 до 0.812 10м3/(сут*МПа*с), увеличиваясь вверх по разрезу. Гидропроводность и водоудерживающая способность изменяются от 87 до 270 (мкм2см/мПа* с) и от 71.7 до 23.2 % соответственно. Из всего вышесказанного видно, что наиболее благоприятными свойствами  характеризуются пласты БС11, БС2-3 и БС4.  Также неплохими физико-механическими и гидродинамическими  свойствами обладают пласты БС101-3 и БС104 являясь, наряду с пластами  БС1 и БС2-3  самыми крупными  объектами разработки [1].

Обобщая эти данные, можно  отметить ухудшение физико-химических свойств нефтей снизу вверх по разрезу: нефти пластов АС9 и БС4  тяжелые; пластов БС1, БС10 ЮС2 – средней плотности, парафинистые, смолистые, вязкие; пласта БС10 - высокосернистые, в других пластах – сернистые,  т.е. фиксируется «классическая модель» изменения свойств с ростом глубины. Увеличивается содержание растворенных углеводородов, количество светлых фракций, твердых парафинов, снижается содержание смол,  асфальтенов,  соответственно  уменьшается  плотность  нефтей. Нефти всех пластов содержат менее 45% фракций, выкипающих до 350о С.  Нефтяной газ, выделившийся при однократном разгазировании, имеет высокое содержание метана. Соотношение головных углеводородов типичное для нефтяных залежей.

Важно отметить, что залежи нефти отличаются друг от друга не только  коллекторскими и гидродинамическим свойствами вмещающих пород-коллекторов, но и физико-химическими свойствами нефтей, что предопределяет выделение продуктивных пластов в самостоятельные объекты разработки.

 

 

 

 

 

 

 

 

Характеристика  продуктивных пластов.

Основным эксплуатационным объектом Западно-Сургутского месторождения является пласт БС10, который представляет собой сложное сочетание трех типов пород – песчаников, алевролитов и глин, выражающееся в последовательном их чередовании по размеру и взаимозамещении по простиранию. Пласт БС10 делится на пять зональных песчаных интервала, условно именуемых пластами, которые имеют самостоятельные залежи нефти. Мощность пласта колеблется от 10м – юго-запад и северо-восток, до 54м – на западе центральной части месторождения. Полные разрезы, где встречаются все пять пластов, зафиксированы в юго-восточной части месторождения.

Так как, коллекторские  свойства пластов БС10¹ – БС105 как по месторождению, так и по разрезу практически не различаются, уместно будет фильтрационно-емкостную характеристику пласта БС10 произвести в целом.

Коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород в  районе среднего Приобья на глубинах до 2400м в основном контролируется гранулометрическим составом пород. По данным гранулометрического анализа керна и геофизическим исследованиям скважин, нефтенасыщенная часть пласта БС10 состоит из песчаников, алевролитов и глин, в разных количественных соотношениях. В целом по месторождению в составе пласта преобладают алевролиты, а песчаники имеют локальный характер распространения. В северной и восточной частях месторождения доминируют мелкозернистые песчаники (Md=0,08-0,12) – зона развития коллекторов 3-его класса, а в центральной, южной и западной частях развиты крупнозернистые алевролиты (Md< 0,1мм) – зона развития коллекторов 4-ого класса.

Коллекторами нефти являются мелкозернистые песчаники и, в основном, крупнозернистые алевролиты.

Емкостные свойства пласта варьируются  в пределах: от 20 до 28,2%. Большая часть пород (70%) имеет  пористость от 22 до 26%. Низкопористые  породы (Кп<18%) встречаются в единичных случаях. По площади месторождения коэффициент пористости изменяется от 20% - южная часть месторождения, до 27% - северная его часть. Закономерности в изменениях емкостных свойств по месторождению в целом не отмечается.

Фильтрационные свойства пласта БС10 изменяется от 0,02 – восток центральной части до 0,41мкм²  - северо-запад месторождения, т.е. в разрезе присутствуют коллектора от 4-ого до 5-ого классов. Среднее значение проницаемости составляет 0,105мкм². Проницаемость нефтенасыщенной части пласта, как и пористость, имеет значение выше, чем в водонасыщенной части и составляет 0,114 и 0,074мкм², соответственно.

Эффективные нефтенасыщенные толщины  пластов БС10¹ – БС105 колеблются в очень широких пределах.

 

 

 

 

 

В пласте БС10¹ прослеживается закономерность увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин от краевых его частей к центру. Наибольшие нефтенасыщенные толщины, до 18м, отмечены в северной и центральной частях месторождения.

В пласте БС10² эффективные нефтенасыщенные  толщины изменяются от 0,4 до 14м, с увеличением к центральным частям пласта.

Залежи пластов БС10³ – БС104 имеют небольшие размеры. Эффективные толщины изменяются от 1 до 13м. Залежь пласта БС105 не разрабатывается ввиду нерентабельности.

Выработка запасов нефти пласта БС10 происходит неравномерно как по размеру, так и по площади, что связано, прежде всего, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и со  сложным геологическим строением пластов.

Нефти пласта БС10 легкие, маловязкие, сернистые, парафинистые, малосмолистые, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления и имеют высокое содержание метана. К пластам БС10¹ - БС105 приурочено 56% извлекаемых запасов нефти месторождения.

Характеристика продуктивных пластов  Западно-Сургутского месторождения представлена в табл. 2.

Вывод: исходя из вышеизложенного, можно  отметить, что Западно-Сургутское месторождение  находится в стадии снижения добычи нефти и характеризуется большой  степенью выработки запасов.

 

Свойства пластовых  жидкостей и газа.

Нефть горизонта БС10 Западно-Сургутского  месторождения коричневая, маслянистая, с запахом ароматических углеводородов, тяжелая и вязкая, с большим содержанием асфальтено-смолистых и парафиновых веществ, сернистая, с незначительным содержанием газа. Газ метановый.

Нефть горизонта БС10 в пластовых  условиях имеет:

     удельный вес                                                                        830кг/м³;

     в поверхностных условиях  –                                              887кг/м³;

     вязкость в пластовых  условиях                                           3,7сП;

     газосодержание                                                                     49м³/т;

     объемный  коэффициент                                                       1,12;

     давление  насыщения                                                             96,3атм.;

     содержание  асфальтенов                                                      2,11%;

     содержание  селикагелевых смол                                         14,75%;

     содержание  серы                                                                   2,14%;

     содержание  парафина, с температурой плавления  56ºС   3,22%;

     содержание фракций, выкипающих до 300ºС                    33,5%;

Наиболее легкая нефть  с удельным весом 0,880-0,882г/см³  концентрируется на двух участках, приуроченным к локальным поднятиям, осложняющих  сводовую  часть   структуры.  Наиболее  тяжелая нефть

 

 

 

 

 

установлена в скважинах, расположенных в близи зоны замещения. Удельный вес ее здесь колеблется от 0,892 до 0,090г/см³.

Наименее вязкая нефть 3,1-3,2сП приурочена к этим же локальным  поднятиям. На западном крыле структуры в близи контура нефтеносности она составляет уже 3,8сП, на востоке к зоне замещения вязкость нефти увеличивается до 4,1-5,65сП.

Наибольший газовый  фактор наблюдается в скважинах, расположенных в пределах северного локального поднятия, где он составляет 54м³/т. В районе южного локального поднятия он несколько меньше и равен 52м³/т. Резкое снижение газового фактора наблюдается в направлении зоны отсутствия коллекторов, где он составляет 38-40м³/т, в то время как на западном склоне у контура нефтеносности газовый фактор равен 43-47м³/т.

В пределах основной зоны эксплуатации содержание парафина колеблется в пределах 2,8-3,2%. На участках прилегающих к контуру нефтеносности содержание парафина увеличивается до 3,6%. На востоке площади количество парафина в нефти самое высокое и равно 3,9-4,4%.

На большей части  залежи содержание асфальтенов в  нефти составляет 1,35-2,0%. Наименьшее их количество отмечено на южном участке  месторождения. Увеличение содержания асфальтенов к контуру нефтеносности и зоне отсутствия коллекторов происходит более или менее равномерно и достигает там 2,4%.

Попутный газ содержит (мольные, %):

     метана                82,98%;

     этана                   3,30%;

     бутана                4,86%;

     пропана              5,06%;

     сумма С5+С6     2,67%.

Юрский водоносный комплекс объединяет песчано-глинистые отложения юры и трещиноватую зону пород фундамента. Его мощность составляет 300-340м.

Воды в отложениях Тюменской свиты характеризуются  минерализацией 16-18г/л. Основными солевыми компонентами воды являются натрий и хлор (320 и 300 мг-экв.); количество кальция и магния соответственно равно 18,3 и 3 мг-экв.

Наряду с метановыми, хлоридными, натриевыми водами, составляющими основной фон юрского комплекса, встречаются гидрокарбонатно-хлоридные воды.

Из микрокомпонентов здесь присутствуют йод, бром, бор и аммоний.

В водах с минерализацией в 16-18г/л концентрация йода составляет 3-15 мг/л. При значении минерализации 11г/л, его содержание составляет 9мг/л.

Распределение брома  находится в сравнительно четкой зависимости от изменения величины минерализации вод. Так, при ее падении от 18г/л до 11г/л количество брома уменьшается соответственно от 37 до 19мг/л. Такую

 

 

 

 

 

же тенденцию имеет  и концентрация бора. Она падает от 24 до 11мг/л. Содержание аммония колеблется от 21 до 90мг/л.

Газонасыщенность местами  довольно высокая – 3,2-3,4. В составе  газа преобладает метан, составляющий 83-90%. Количество тяжелых углеводородов в газах не превышает 4%.

Неокомский водоносный комплекс имеет мощность около 700м.

Залежи нефти, приуроченные к неокомскому комплексу (БС1-БС5; БС8-БС10), подпираются напорными водами.

Минерализация вод колеблется в пределах 15-18г/л.

По химическому составу  воды неокомского комплекса хлоридно-натриевые. Удельный вес колеблется от 1,010 до 1,012г/см. Основными компонентами солевого состава являются хлор и натрий, максимальное количество которых достигает 300 и 290,9 мг-экв. Содержание кальция и магния равно 5-8 мг-экв.

Сульфаты в водах  неокома или полностью отсутствуют  или имеются в очень незначительном количестве (14,8-20,6мг/л).

Концентрация микрокомпонентов следующая:

     йода                            16-34 мг/л;

     брома                          26-23 мг/л;

     аммония                     12-36 мг/л;

     нафтеновых  кислот   0,5-1,6 мг/л.

Газонасыщенность находится в пределах 1,0-2,1. Растворенный газ представлен, в основном, метаном, составляющим 90-97,5%.

Повышение уровня нефтеотдачи