Свойства продуктивных пластов и насыщающих их флюидов – нефти, газа и водыОсновные разведанные запасы нефти на Туймазинском месторождении заключены в девонских песчаниках пластов Дг и Дц-Пласты Д1 и Дц, хотя и разобщены глинистым пропластком, но в силу того, что глинистый раздел местами размыт, гидродинамически связаны между собой. Глубина залегания продуктивных горизонтов от 1100 до 1680 м. На месторождении выявлено 122 залежи. Основная нефтеносность связана с терригенными девонскими отложениями, в которых открыто 54 залежи на глубинах 1690-1720 м. Общая толщина песчаных коллекторов около 70 м, пористость 17-22 %, проницаемость до 0,47 мкм². Коллектор поровый. Залежи пластовые сводовые, преимущественно литологические экранированные, высота до 68 м. Начальные пластовые давления 17,2-18,1 Мпа. Температура 30° С. ВНК на отметках от -1485 до -1530 м. В известняках Девонского яруса выявлено 8 массивных залежей на глубине 1130-1100 м. Пористость коллекторов 3 %. Высота залежей до 30 м, начальное пластовое давление 14 МПа. Плотность нефтей из отложений девона 889-894 кг/м³. Содержание серы 2,7-3 %. В известняках кизеловского горизонта выявлено 5 массивных залежей нефти на глубине 1070-1075 м. Высота залежей до 35 м. Плотность нефтей из пород каменноугольного возраста 889 –894 кг/м³, содержание серы 2,7-3,0%. Начальный дебит скважин 5 – 250 т/сут, но ежегодно он снижается на 5-10%. Содержание парафина от 3,7 до 5,5%.
Геологический разрез Туймазинского месторождения нефти (И.Г.Купров, 1964)
|
