Нефтегазоводоносность по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения.

Интервал, м.

Тип коллектора.

Плотность, г/см³

Подвижность, дарси на мПа с.

Содержание серы, процент по весу.

Содержание парафина, процент по весу.

Ожидаемый дебит нефти, м³/сут.

Параметры растворенного газа.

от (верх).

ДО (низ).

В пластовых условиях.

после дегазации.

газовый факторм³/м³

содержание сероводорода, процент по объему.

содержание углекислого газа, про' цент по объему.

плотность, кг/м³

коэффициент сжимаемости.

давление насыщения в пластовых условиях, кгс/см.

S3.

Ю 1 ²vs.

поровый.

0,6−0,64.

0,750−0.795.

0,017.

0,05 -0,24.

1,12−3,4.

10- 100.

140−320.

не обнар.

0,4−1,3.

1 1 7.

А.

Интервал, м.

Тип коллектора.

Плотность, r/см³

Свободный дебит, м/сут.

Фазовая проницаемостьм Дарси.

Химический состав воды в мг-эквивалентной форме.

Степень минерализации мг-экв/л.

Типы воды по Сулину СФНсульфатонатриевый ГНК-гидратокарбонатно-натриевый ХЛМ-хлормагниевый.

XЛK-хлоркальциевый.

Относится к источнику питьевого водоснабжения (да.нет).

От верх.

до низ.

Анионы.

Катионы.

СГ.

S0₄

НС0₃

Na⁺K⁺

Mg.

Са⁺⁺

Q + P.

поровый.

0.23 -0.28.

ГНК.

да.

J₃K.

поровый.

• 1,01
• 1.012

10−20.

ХЛК.

нет.

K, kl.

поровый.

1,01−1.012.

10−20.

9178−12 885.

• 9
• 20.2

• 122 —
• 225

4753−6552.

0- 19.

1096−1617.

15.3 -21.2.

XJIK.

нет.

K, klm.

поровый.

1.0143.

0 — 10.

12.7.

;

20,6.

ХЛК.

нет.

J₃vs.

поровый.

1.0207 -1.0341.

3−40.

10−16.

15 975−26 475.

• 2.5
• 13

1586 1415.

1640−15 291.

68 -198.

• 808
• 1037

42 — 45.

ХЛМ.

нет.