Месторождение алибек южный

Пористость  пластов-коллекторов изменяется от 4,3 до 12,7%, эффективная пористость изменяется от 2 до 8,5%. Коэффициент нефтенасыщенности  изменяется в пределах 0,505-1,0 д. ед., в  среднем составляет 0,683 д. ед. (по  данным  ГИС).

Рисунок 2.1 – Структурная карта  по кровле толщи КТ-II

2.3. Свойства и состав нефти и воды

Так как  месторождение Алибек Южный является юго-западным крылом месторождения  Алибекмола, разделенным тектоническим  нарушением, нефти, воды и газ рассматриваются  в качестве аналогов, и имеют следующие  физико-химические характеристики:

- по товарной  характеристике нефть из КТ-II относится к сернистой (1,33%), малосмолистой (4,97%), высокопарафинистой (6,55%). Средняя плотность нефти в поверхностных условиях составляет 0,842 г/см3, в тоже время в пластовых условиях 0,679 г/см3, давление насыщения нефти газом – 24,78 МПа, газосодержание – 234 м3/т, объемный коэффициент составляет 1,52 г/см3. Объемный выход светлых фракции при разгонке до 300ºС – 58%.

В  скважине Г-29 в 2001 году  из интервала 3450-3478 м  отобраны шесть проб нефти .

Плотность нефти изменяется от 0,823 до 0,867 г/см3, в среднем составляет 0,839 г/см3, содержание серы в пределах от 0,26 до 1,06% (масс), в  среднем составляет 0,74%, парафина от 3,9 до 6,7%. Температура застывания нефти  от минус 35 до минус 70ºС, выход легких фракций до 300ºС составляет от 42,5 до 56,5%. Растворенный газ не анализировался.

На площади  Алибекмола вскрыты скважинами и  изучены воды среднекаменноугольных  отложений, где водовмещающими  являются карбонатные толщи КТ-I и КТ-II, сложенные плотными, крепкими известняками.

На   площади  Алибек  Южный    пластовые   воды   не  изучались.

По химическому  составу воды КТ-II относятся к хлоркальциевому типу с минерализацией 68,9-97 г/л при плотности от 1,04 до 1,06 г/см3. Дебит воды изменяется от 0,32 до 1,93 м3/сут. Из микроэлементов присутствуют йод (18,03 мг/л), стронций (312,7 мг/л).

Степень минерализации вод в региональном плане увеличивается с северо-востока  на юго-запад. Подземные воды региона  в основном высокоминерализованные. По гидрохимическим показателям воды продуктивных горизонтов, верхнепермских и мезозойских отложений не типичные нефтяные с застойным режимом, не сингенетичны вмещающим отложениям, а инфильтрационные, что указывает на нахождение водоносных горизонтов  в зоне   водообмена   с   дневной   поверхностью.

В дальнейшем при проведении пробной эксплуатации необходимо провести лабораторные исследования керна, провести полный комплекс лабораторных исследовании глубинных и поверхностных  проб нефти, воды и газа.