1.3. Характеристика геологических отложений

Меловые отложения (нижний и верхний отделы) представ­лены серией континентальных осадков (кварцево-глауконитовые пески, глины, песча­ники). Преобладающее значение в разрезе имеют пески, реже песчаники, переслаивающиеся с глинами и залегающие в виде мощных пачек и пластов мощностью 25 - 40 и 50 м. По фауне и флористическим остаткам в меловых отложениях выделяются нерасчлененные отложения апта и альба.

Мощность меловых отложений в центральной части прогиба 35 - 120 м, на юге до 500 - 800 м.

Палеогеновые и неогеновые отложения представлены преи­мущественно глинами различных цветов, тонкозернистыми пес­ками с мергелистыми конкрециями, содержащими фауну, суг­линками и супесями. Мощность отложений в центральной части прогиба 25 - 100 м, на севере 150 - 300 м, а на юге 600 - 800 м.

Четвертичные отложения состоят из глин, суглинков, песков. Мощность от 2 до 50 м.

Признаки нефти выявлены в нижнемеловых отложениях. Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт К₂, в котором обнаружена залежь нефти на Состинской площади.

Одним из основных нефтеносных горизонтов являются песчаники пласта К₂, которые на Состинской площади содержат крупные залежи нефти.

Средневзвешенное значение проницаемости по пласту К₁ составляет 0,51 дарси (480 миллидарси).

Пористость песчаников пласта К₁ распределяется в пределе: от 25% до 30%. Лабораторные определения проницаемости нижнемеловых песчаников по кернам показывают большую проницаемость песчаников.

Наиболее характерными радиусами поровых каналов для нижнемеловых песчаников являются радиусы от 5 до 12 мкм. Объем этих пор колеблется в пределах 70-80 % от объема всех пор.

Пьезопроводность песчаников К₂ варьирует в пределах от 11000 см²/сек в нефтяной части пласта до 28000 см²/сек в водяной.

Средняя нефтенасыщенность песчаников 87%.

В разрезе меловых отложений в основном преоб­ладают прибрежно-морские осадки, содержащие го­ризонты с хорошими коллекторскими свойствами. Мезозойские отложения перекрываются плащом непроницаемых пород палеогена и неогена (мощностью до 500 м), могущих слу­жить покрышкой, способной сохранять залежи от разрушения.

1.4. Физико-химические свойства нефти и пластовых вод

Содержание серы незначительное. Выход легких фракций, выпадающих до 300°С, составляет 14%. По углеводородному составу нефть относится к нефтям нафтеново-метановым при значительном количестве ароматических углеводородов. Нафтеновые углеводороды составляют 46,3% на дистиллятную часть и 25,3% на всю нефть. На долю метановых углеводородов при­ходится соответственно 33,3 и 18,2%. Содержание ароматиче­ских углеводородов составляет в дистиллятной части 20,4% и в пересчете на нефть, 11,2%. По фракциям углеводороды рас­пределены одинаково; можно отметить повышение содержания ароматических углеводородов по мере повышения их кипения. Высокому содержанию нафтеновых углеводородов соответст­вует высокая цикличность фракций нефти. Присутствие высоко­молекулярных соединений делает нефть вязкой и малопо­движной.

Воды мезозойского комплекса горько-соленые, хлоридно-натриевого типа, с минерализацией от 7,59 до 21 и более г/л.

Анализы растворенного газа в воде указывают на большое содержание в ней азота (в сумме с инертными газами соста­вляет 75,7—80,9%), с глубиной появляется метан (до 9,5%). Кроме того, воды содержат незначительное количество йода, брома (до 8,0 мг/л) и бора.

Ниже (табл.1.4.1) приведена химическая характеристика нефти Состинского месторождения.

Таблица 1.4.1

Характеристика нефти Состинского месторождения

Показатели	K2
	Скв № 777
Удельный вес при 20оС	0,8545
Соли, г/л	7,5-21
Содержание серы, %	1,3
Молекулярный вес, %	213
состав углерода, %	86
состав водорода, %	10,2
Отношение углерода к водороду, %	8,4
Содержание золы, %	0,021
Содержание кокса, %	6,20
Содержание парафина, %	6,59
Температура плавления парафина, оС	57,0
Температура застывания парафина без термообработки	-41
Вязкость кинематическая при 20 оС, стокс	12,34
Температура кипения Ос	42,0