Виды пластовых вод

С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на:

• собственные,

• чуждые

• техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

Собственные пластовые воды — один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

• Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи.

• Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК).

• К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые, тектонические.

• Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними — воды всех горизонтов, залегающих ниже его.

• К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность.

• Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

Состав пластовых вод

Пластовые воды нефтяных месторождений, как правило, представляют собой сложные многокомпонентные системы. Обычно они содержат ионы растворимых солей:

анионы ОН^--, Сl^--, SO^2--, СО^2--₃, НСО^--₃,

катионы Н⁺, К⁺, Na⁺, NH⁺₄, Mg²⁺, Са²⁺, Fe²⁺ и др.;

ионы микроэлементов: Вг^--, J^-- и др.;

коллоидные частицы: Si0₂, Fe₂0₃, AI₂0₃;

растворенные газы: С0₂, H₂S, СН₄, Н₂, N₂ и др.;

нафтеновые кислоты и их соли.

Количественные соотношения между этими ионами определяют тип пластовых и сточных вод.

Минерализация воды

Под минерализацией воды понимают общее содержание растворенных в ней солей. По В. И. Вернадскому природные воды в зависимости от массового содержания в них растворенных веществ делят:

- пресные, с содержанием солей 0,001—0,1%;

- минерализованные, содержание солей 0,1—5%;

- рассолы, с содержанием солей 5—35%.

Жесткость воды

Жесткостью воды (водного раствора) называется суммарное количество содержащихся в воде катионов кальция Са²⁺ и магния Mg²⁺, выраженное в молях на килограмм (литр) раствора.

Эквивалентомионов вещества Э, диссоциированного в воде, называется их молекулярная масса или часть ее, соответствующая единице валентности. Или иначе, эквивалентомионовЭ называет­ся отношение молекулярной массы ионов к валентности его в раст­воре (реакции).

Таким образом, для определения эквивалента Э нужно молеку­лярную массу иона М_и, подсчитываемую как сумму атомных масс элементов его составляющих, разделить на валентность иона п_ив данной реакции:

. (4)

Таким образом, чтобы выразить содержание ионов вещества в растворе, например, в миллиграмм-эквивалентах на килограмм (мг-экв/кг), нужно количество миллиграммов ионов вещества в килограмме раствора разделить на его эквивалент:

(5)

где — концентрацияi-x ионов в растворе, мг-экв/кг,— массо­вая доляi-x ионов в растворе;m_i— массаi-x ионов в растворе, кг; m_в — масса воды в растворе, кг;k — число разновидностей ионов растворенных веществ в воде (натрий, кальций, магний и т. д.); — эквивалентi-х ионов в данном растворе;q_i10³—содержаниеi-xионов в растворе, мг/кг.

Эквиваленты компонентов попутных вод нефтяных месторожде­ний приведены в табл.2

Таблица 2- Эквиваленты компонентов попутных вод нефтяных месторожде­ний

Ион	Na+	Mg^2+	Са^2+	К+	NH4+	Н+	Fe^3+	Fe^2+
Эквивалент	23,00	12,15	20,04	39,10	18,04	1,01	18,62	27,92
Ион	Cl-	SO4^2-	HCO3-	Br-	I-	HS^-	СО3^2-	Нафтен-ионы
Эквивалент	35,45	46,03	61,02	79,91	126,90	33,07	30,01	150—200

В зависимости от соотношения между общей жёсткостью воды Ж_о и содержанием в ней ионов НСО₃- нефтепромысловые сточные воды можно разделить на две группы:

- жесткие воды

- щелочные воды

Для вод первой группы различают жесткость общуюЖ_о, карбонатную Ж_к и некарбонатную Ж_нк, кальциевуюЖ_Ca и магние­вую Ж_Mg.

Для вод второй группы понятие карбонатной и некарбонатной жесткости теряет смысл, поэтому они характеризуются только общей, кальциевой и магниевой жесткостью.

Между различными жесткостями воды существует связь

Ж_о= Ж_к + Ж_нк = Ж_Ca + Ж_Mg (6)

ЗАДАНИЕ

Определить тип пластовой воды, ее карбонатную и некарбонатную, кальциевую и магниевую жесткость и процент-эквивалентный состав по следующим исходным данным (табл.3):

Таблица 3. – Исходные данные.

Вариант	Содержание ионов, мг\л
	Cl^-	SO4^2-	HCO3^-	Ca^2+	Mg^2+	Na^2+
1	38065,8	83,9	482	1667,7	249,7	?
2	37891	85	461	1593,2	274,1	?
3	37904,2	84,7	11074	1689,9	255,1	?
4	38114,4	83,2	493	?	287,4	22532,1
5	38092,7	94,5	3432	?	210,2	25098,4
6	36085,2	122	402	?	1500,6	15836,5
7	37993,5	83,5	498	1737,3	365,2	?
8	36746,1	71,2	487	1284,2	462	?
9	29809	143,3	4794	1056,6	299,2	?
10	33847,4	102	591	1984,3	?	18862,7
11	33745,5	138,9	1396	1274	?	16643,2
12	39804,3	172,2	558	1862,7	?	20583,1
13	39846,4	104,5	2509	?	287,3	26000,4
14	44756,3	60,4	404	?	557	20794,6
15	34763,8	94,8	2089	?	138	22649,9
16	41748,9	100,8	572	1672,8	399,2	?
17	40589,6	54,8	4478	906,9	303,3	?
18	35623	89	558	1582,9	486,9	?
19	31056,8	98,8	479	1873,4	?	15845,8
20	40698,6	154,5	541	1249,5	?	23874,9
21	37840,7	129,3	206	2054,8	?	20451,1
22	39338,9	207,4	602	?	542,8	19745,5
23	46895	148,8	542	?	178,6	18043,1
24	36728,1	122,3	421	?	253	20609,6
25	20871,3	1678	3990,4	1098,3	116,2	?
26	39873,2	217,5	399	1673,4	502,6	?
27	41476,4	60,9	201,7	1373,6	573,3	?
28	37021,2	79,3	532,2	2253,1	?	20937,3
29	31274,3	123,5	3499,1	883,6	?	20623,2
30	36821,6	167,3	552,1	1650,8	?	15366,1

Алгоритм выполнения работы

Известно, что пластовые воды электронейтральны. Поэтому число молей положительно заряженных ионов (катионов) должно быть равно числу молей отрицательно заряженных ионов (анионов), следовательно, исходный состав пластовой воды необходимо перевести в миллиграмм-эквивалентный состав.

1. Выразите концентрацию ионов вещества в растворе в миллиграмм-эквивалентах на литр раствора из соотношения:

(7)

где q_V,i –cодержаниеi-х ионов вещества, мг-экв\л; m_V,i – концентрация i-х ионов вещества, мг\л; Э_i – эквивалент i-х ионов вещества.

Для определения концентрации ионов натрия, магния, кальция (в зависимости от варианта) в растворе запишем:

(8)

2. Выразите из (8) недостающий ион вещества.

3.Определите общую жесткость пластовой воды по формуле (6).

4.Сравните общую жесткость воды с содержанием в ней ионов НСО₃^-(карбонатная жесткость).

5.Определите тип пластовой воды, при этом следует обратить внимание на то, что присутствие ионов натрия не придает воде жесткости.

6.Вычислите некарбонатную жесткость воды (6).

7. Результаты расчетов представьте в таблице 4.

Таблица 4.-Результаты расчетов

Ионы	Содержание ионов
	Мг\л (табл.1.1)	Мг-экв\л (формула 1)	%-экв
Cl^-
SO4^2-			50%
HCO3^-
Ca^2+
Mg^2+			50%
Na^2+
			Σ100%

8.Сделайте вывод, сдайте отчет преподавателю.

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №3

МОНИТОРИНГ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ СИСТЕМАХ РАЗРАБОТКИ С ЗАВОДНЕНИЕМ

При разработке нефтяных месторождений с закачкой воды в це­лях поддержания пластового давления в продуктивном горизонте происходят сложные гидрохимические процессы. Если смешение пластовых и закачиваемых вод не приводит к вторичным процессам, то есть выпадению солей, то для контроля за заводнением можно ис­пользовать гидрохимические данные.

По изменению химического состава вод в отдельных скважинах во времени, с учетом начального изменения гидрохимических показа­телей по площади пласта, можно судить о масштабах и направлениях перемещения закачиваемых и пластовых вод в продуктивном гори­зонте при эксплуатации нефтяной залежи.

С этой целью используется метод, предложенный А.Р. Ахундо­вым. Он заключается в определении процентного содержания в смеси пластовой и закачиваемой воды.

Алгоритм выполнения работы

1. Для всех скважинварианта определить пропорций двух смешивающихся вод в составе смеси:

(9)

где X - содержание закаченной воды в составе смеси, %; А -содержание хлора в пластовой воде, мг-экв/л;В - содержание хлора в закаченной воде, мг-экв/л; С - содержание хлора в смеси, мг-экв/л.

2. На выбранном по варианту плане месторождения проставить значения содержания закаченной воды у устья каждой скважины.

3.Пользуясь проставленными значениями Х методом интерполяции провести на плане изолинии обводненности, начиная от самого большого значения до 10 (с интервалом в 10%: …..50,40,30,20,10). Изолинии не должны пересекаться.

4. Рассчитать площадь заводнения (S_зав). Заводненная площадь месторождения находится между начальным водонефтяным контактом (ВНК) и изолинией 10% обводненности.

5. Для контроля за разработкой большое значение имеет опреде­ление объема порового пространства пород, охваченного процессом заводнения, которое можно определить по формуле:

(10)

где S_зав-площадь охваченная заводнением (это площадь между текущим и начальным ВНК), м²;h_cp- средняя толщина пласта,м; К_ср- средняя пористость пласта, дол.ед.

6. Опреде­лить объем пор, занятых закаченной в пласт водой:

(11)

где К_наснач - средний коэффициент начальнойнефтенасыщенности;К_{нас кон} - коэффициент остаточной нефтенасыщенности.

7. Средняя величина содержания закаченной воды в составе смеси:

(12)

где: X - суммарное содержание закаченной воды по всем скважинам;n - количество скважин, по которым определено содержание закаченной воды.

8. Количество воды, закаченной в пласт:

(13)

9. Средние темпы закачки воды в пласт (Q_cp) в течение заданного периода времени, м³/сут:

(14)

где: N-количество нагнетательных скважин;Т - время закачки, сутки.

(15)

где W - количество лет закачки;U - среднее количество дней в году; К_эксп - коэффициент эксплуатации (К_эксп =0,95).

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Вариант 1

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	320	15	0,25	0,84
2	0	100	300	17	0,20	0,76
3	0	100	280	20	0,18	0,69
4	100	0
5	0	100	312	10	0,22	0,85
6	100	0
7	100	0
8	0	100	284	14	0,24	0,75
9	100	0
10	100	0
11	100	0
12	100	0
13	100	0
14	100	0
15	0	100	312	11	0,22	0,73
16	0	100	400	12	0,25	0,77
17	0	100	240	10	0,21	0,74
18	0	100	300	14	0,23	0,68
19	0	100	420	18	0,21	0,70
20	0	100	272	20	0,24	0,81
21	0	100	440	13	0,18	0,84
22	0	100	320	15	0,20	0,85
23	0	100	480	17	0,19	0,73
24	0	100	352	11	0,18	0,75
25	0	100	240	19	0,21	0,71
26	0	100	480	10	0,24	0,79

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,15

Количество лет закачки - 4

Вариант 2

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	344	15	0,21	0,79
2	0	100	380	19	0,24	0,68
3	0	100	324	10	0,18	0,82
4	100	0
5	0	100	316	20	0,25	0,70
6	100	0
7	100	0
8	0	100	212	13	0,20	0,75
9	100	0
10	100	0
11	100	0
12	100	0
13	100	0
14	100	0
15	0	100	376	10	0,18	0,75
16	0	100	264	13	0,20	0,72
17	0	100	260	II	0,21	0,68
18	0	100	284	16	0,25	0,73
19	0	100	520	12	0,19	0,70
20	0	100	400	15	0,20	0,80
21	0	100	324	10	0,24	0,83
22	0	100	484	11	0,23	0,85
23	0	100	380	14	0,19	0,82
24	0	100	368	16	0,22	0,77
25	0	100	284	13	0,24	0,74
26	0	100	248	15	0,25	0,80

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,14

Количество лет закачки - 5

Вариант 3

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	372	10	0,18	0,71
2	0	100	284	20	0,25	0,74
3	0	100	248	15	0,20	0,80
4	100	0
5	0	100	328	17	0,19	0,68
6	100	0
7	100	0
8	0	100	252	13	0,24	0,85
9	100	0
10	100	0
11	100	0
12	100	0
13	100	0
14	100	0
15	0	100	212	20	0,21	0,71
16	0	100	240	11	0,24	0,74
17	0	100	268	14	0,25	0,80
18	0	100	324	18	0,18	0,68
19	0	100	336	15	0,20	0,85
20	0	100	276	17	0,21	0,69
21	0	100	272	10	0,25	0,80
22	0	100	316	19	0,23	0,70
23	0	100	344	20	0,24	0,77
24	0	100	412	13	0,18	0,75
25	0	100	296	15	0,19	0,72
26	0	100	312	19	0,21	0,70

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,15

Количество лет закачки - 5

Вариант 4

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
I	0	100	376	18	0,24	0,71
2	0	100	468	14	0,24	0,74
3	0	100	364	17	0,18	0,80
4	100	0
5	0	100	324	10	0,20	0,68
6	100	0
7	100	0
8	0	100	252	20	0,25	0,85
9	100	0
10	100	0
11	100	0
12	100	0
13	100	0
14	100	0
15	0	100	412	20	0,21	0,71
16	0	100	216	14	0,23	0,74
17	0	100	244	17	0,18	0,80
18	0	100	272	13	0,19	0,68
19	0	100	288	18	0,25	0,85
20	0	100	476	10	0,20	0,69
21	0	100	292	19	0,24	0,80
22	0	100	352	11	0,19	0,70
23	0	100	272	15	0,20	0,77
24	0	100	364	17	0,23	0,75
25	0	100	268	10	0,18	0,72
26	0	100	244	16	0,21	0,70

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,16

Количество лет закачки - 6

Вариант 5

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
]	0	100	404	18	0,22	0,74
2	0	100	276	14	0,18	0,81
3	0	100	268	11	0,25	0,68
4	100	0
5	0	100	384	15	0,20	0,69
6	100	0
7	100	0
8	0	100	316	15	0,19	0,85
9	100	0
10	100	0
1 1	100	0
12	100	0
13	100	0
14	100	0
15	0	100	264	18	0,18	0,71
16	0	100	220	13	0,24	0,77
17	0	100	236	17	0,21	0,75
18	0	100	284	11	0,20	0,70
19	0	100	248	10	0,19	0,68
20	0	100	256	12	0,25	0,69
21	0	100	244	19	0,23	0,82
22	0	100	244	10	0,20	0,84
23	0	100	276	20	0,24	0,85
24	0	100	492	14	0,19	0,73
25	0	100	356	12	0,18	0,68
26	0	100	268	17	0,25	0,69

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,17

Количество лет закачки - 4

Вариант 6

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	264	17	0,22	0,70
2	0	100	328	20	0,24	0,77
3	0	100	252	18	0,18	0,84
4	0	100	304	10	0,25	0,80
5	0	100	276	14	0,19	0,68
6	0	100	284	18	0,19	0,69
7	0	100	308	13	0,21	0,76
8	0	100	368	19	0,18	0,83
9	0	100	248	11	0,24	0,82
10	0	100	376	12	0,20	0,81
11	0	100	256	14	0,25	0,84
12	0	100	308	20	0,21	0.81
13	0	100	272	17	0,18	0,83
14	0	100	296	20	0,25	0,85
15	0	100	252	II	0,19	0,77
16	0	100	356	13	0,18	0,68
17	0	100	312	10	0,19	0,71
18	0	100	336	13	0,25	0,74
19	0	100	276	17	0,22	0,69
20	0	100	244	20	0,25	0,68
21	0	100	368	19	0,20	0,84
22	0	100	232	17	0.23	0.82
23	0	100	324	14	0,19	0,73
24	0	100	248	II	0,21	0,75
25	0	100	292	15	0,18	0,81
26	0	100	300	10	0,25	0,69

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,18

Количество лет закачки - 5

Вариант 7

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	236	19	0,18	0,84
2	0	100	292	17	0.21	0,81
3	0	100	232	11	0,19	0,70
4	0	100	256	10	0,18	0,68
5	0	100	228	20	0,25	0,85
6	0	100	244	13	0,22	0,80
7	0	100	236	18	0,20	0,83
8	0	100	308	17	0,19	0,74
9	0	100	252	14	0,18	0,77
10	0	100	348	15	0,23	0,72
II	0	100	232	18	0,22	0,78
12	0	100	292	20	0.20	0,68
13	0	100	276	17	0,19	0,79
14	0	100	340	14	0,25	0,83
15	0	100	244	18	0,24	0,81
16	0	100	336	20	0,18	0,84
17	0	100	284	13	0,25	0,69
18	0	100	364	10	0,23	0,68
19	0	100	260	12	0,20	0,85
20	0	100	292	19	0,22	0,80
21	0	100	324	14	0,24	0,72
22	0	100	236	17	0,18	0,83
23	0	100	284	20	0,20	0,69
24	0	100	252	11	0,22	0,84
25	0	100	268	13	0,25	0,73
26	0	100	276	18	0,19	0,85

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,18

Количество лет закачки - 6

Вариант 8

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	256	14	0,21	0,74
2	0	100	308	18	0.24	0,84
3	0	100	212	20	0,20	0,83
4	0	100	264	10	0,18	0,68
5	0	100	220	11	0,23	0,77
6	0	100	244	13	0,25	0,69
7	0	100	236	15	0,18	0,80
8	0	100	284	18	0,20	0,76
9	0	100	268	17	0,19	0,71
10	0	100	312	10	0,18	0,85
11	0	100	232	19	0,20	0,83
12	0	100	324	15	0,24	0,81
13	0	100	284	17	0,22	0,70
14	0	100	292	20	0,19	0,74
15	0	100	228	II	0,20	0,69
16	0	100	352	10	0,18	0,85
17	0	100	264	14	0,25	0,69
18	0	100	262	13	0,21	0,77
19	0	100	276	19	0,19	0,71
20	0	100	268	II	0,24	0,82
21	0	100	332	17	0,18	0,74
22	0	100	216	14	0,23	0,81
23	0	100	244	13	0,22	0,68
24	0	100	236	20	0,25	0,84
25	.0	100	248	10	0,20	0,76
26	0	100	252	16	0,19	0,79

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,17

Количество лет закачки - 4

Вариант 9

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	220	12	0,25	0,68
2	0	100	288	17	0,23	0,68
3	0	100	212	11	0,18	0,79
4	0	100	260	10	0,20	0,78
5	0	100	216	14	0,20	0,75
6	0	100	224	17	0,19	0,84
7	0	100	216	18	0,21	0,69
8	0	100	244	20	0,24	0,70
9	0	100	228	13	0,21	0,80
10	0	100	292	19	0,20	0,77
11	0	100	232	10	0,19	0,80
12	0	100	256	14	0,24	0,70
13	0	100	260	15	0,18	0,68
14	0	100	268	18	0,22	0,78
15	0	100	208	20	0,20	0,71
16	0	100	284	11	0,18	0,73
17	0	100	232	17	0,18	0,84
18	0	100	268	12	0,25	0,81
19	0	100	252	13	0,24	0,80
20	0	100	248	19	0,19	0,69
21	0	100	272	11	0,18	0,82
22	0	100	236	17	0,18	0,85
23	0	100	308	13	0,22	0,81
24	0	100	232	14	0,20	0,74
25	0	100	228	20	0,20	0,70
26	0	100	244	16	0,25	0,69

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,16

Количество лет закачки - 5

Вариант10

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	284	10	0,24	0,74
2	0	100	292	11	0,23	0,77
3	0	100	260	14	0,21	0,68
4	0	100	416	17	0,18	0,69
5	0	100	284	19	0,19	0,70
6	0	100	272	20	0,25	0,77
7	0	100	276	18	0,20	0,74
8	0	100	332	12	0,19	0,85
9	0	100	268	13	0,24	0,80
10	0	100	388	15	0,18	0,84
11	0	100	272	11	0,20	0,75
12	0	100	292	16	0,23	0,81
13	0	100	276	10	0,18	0,73
14	0	100	292	14	0,22	0,74
15	0	100	252	20	0,19	0,69
16	0	100	364	19	0,25	0,77
17	0	100	284	20	0,20	0,79
18	0	100	308	11	0,21	0,69
19	0	100	316	17	0,23	0,83
20	0	100	284	12	0,25	0,85
21	0	100	352	18	0,21	0,72
22	0	100	268	13	0,19	0,74
23	0	100	372	17	0,24	0,71
24	0	100	264	20	0,25	0,69
25	0	100	312	10	0,18	0,80
26	0	100	272	14	0,21	0,70

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,17

Количество лет закачки – 6

Вариант 11

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	520	14	0,19	0,70
2	0	100	524	16	0,20	0,76
3	0	100	516	18	0,20	0,84
4	0	100	468	11	0,23	0,68
5	0	100	432	12	0,18	0,78
6	0	100	364	10	0,25	0,71
7	0	100	444	13	0,24	0,75
8	0	100	472	15	0,22	0,85
9	0	100	492	20	0,18	0,74
10	0	100	412	19	0,25	0,84
11	0	100	416	14	0,21	0,82
12	0	100	376	15	0,22	0,84
13	0	100	352	13	0,24	0,76
14	0	100	356	17	0,19	0,73
15	0	100	388	10	0,18	0,69
16	0	100	392	20	0,20	0,71
17	0	100	316	15	0,25	0,70
18	0	100	308	18	0,24	0,79
19	0	100	324	20	0,21	0,83
20	0	100	256	19	0,18	0,85
21	0	100	244	17	0,22	0,74
22	0	100	276	15	0,24	0,79
23	100	0
24	100	0
25	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,18

Количество лет закачки – 4

Вариант 12

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	512	14	0,23	0,84
2	0	100	516	10	0,24	0,81
3	0	100	476	12	0,21	0,83
4	0	100	428	20	0,18	0,73
5	0	100	392	19	0,19	0,74
6	0	100	356	20	0,20	0,77
7	0	100	416	15	0,25	0,68
8	0	100	432	13	0,22	0,70
9	0	100	452	17	0,24	0,73
10	0	100	396	13	0,18	0,74
11	0	100	376	15	0,20	0,76
12	0	100	352	19	0,21	0,79
13	0	100	312	13	0,22	0,68
14	0	100	316	11	0,24	0,69
15	0	100	336	14	0,25	0,84
16	0	100	348	10	0,19	0,81
17	0	100	276	20	0,20	0,85
18	0	100	268	18	0,18	0,80
19	0	100	284	11	0,21	0,78
20	0	100	240	15	0,22	0,75
21	0	100	236	13	0,23	0,73
22	0	100	252	17	0,24	0,69
23	100	0
24	100	0
25	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,15

Количество лет закачки – 5

Вариант 13

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	476	11	0,24	0,71
2	0	100	484	14	0,18	0,74
3	0	100	456	15	0,21	0,85
4	0	100	404	17	0,25	0,68
5	0	100	360	19	0,19	0,79
6	0	100	332	13	0,20	0,84
7	0	100	364	10	0,25	0,83
8	0	100	404	19	0,20	0,69
9	0	100	416	15	0,18	0,75
10	0	100	356	16	0,24	0,77
11	0	100	364	10	0,21	0,85
12	0	100	332	14	0,24	0,82
13	0	100	296	19	0,18	0,84
14	0	100	304	18	0,22	0,76
15	0	100	308	20	0,23	0,71
16	0	100	316	17	0,25	0,69
17	0	100	256	11	0,20	0.70
18	0	100	244	14	0,22	0,80
19	0	100	276	17	0,18	0,78
20	0	100	228	19	0,25	0,68
21	0	100	232	11	0,19	0,73
22	0	100	236	15	0,23	0,79
23	100	0
24	100	0
25	.100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,15

Количество лет закачки – 6

Вариант 14

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	452	19	0,20	0,74
2	0	100	480	20	0,24	0,77
3	0	100	460	11	0,23	0,68
4	0	100	432	10	0,18	0,83
5	0	100	368	15	0,25	0,85
6	0	100	340	16	0,24	0,69
7	0	100	384	18	0,20	0,71
8	0	100	408	19	0,18	0,70
9	0	100	424	12	0,24	0,78
10	0	100	352	14	0,18	0,68
11	0	100	368	16	0,19	0,76
12	0	100	340	13	0,21	0,73
13	0	100	300	11	0,24	0,79
14	0	100	308	10	0,25	0,84
15	0	100	312	14	0,20	0,80
16	0	100	320	20	0,18	0,84
17	0	100	260	17	0,24	0.80
18	0	100	248	12	0,22	0,74
19	0	100	272	20	0,22	0,72
20	0	100	228	19	0,24	0,69
21	0	100	236	14	0,25	0,84
22	0	100	228	18	0,21	0,83
23	100	0
24	100	0
25	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,17

Количество лет закачки – 5

Вариант 15

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	460	20	0,22	0,73
2	0	100	500	20	0,21	0,71
3	0	100	464	13	0,18	0,68
4	0	100	436	15	0,19	0,84
5	0	100	372	11	0,25	0,85
6	0	100	344	10	0,24	0,81
7	0	100	388	17	0,20	0,74
8	0	100	412	19	0,21	0,77
9	0	100	428	11	0,21	0,79
10	0	100	348	20	0,25	0,80
11	0	100	372	13	0,19	0,77
12	0	100	344	17	0,21	0,73
13	0	100	304	18	0,22	0,68
14	0	100	308	20	0,24	0,72
15	0	100	296	14	0,25	0,82
16	0	100	328	16	0,22	0,84
17	0	100	264	13	0,18	0,69
18	0	100	252	10	0,24	0,75
19	0	100	264	19	0,21	0,79
20	0	100	220	11	0,25	0,71
21	0	100	224	13	0,18	0,81
22	0	100	224	18	0,18	0,83
23	100	0
24	100	0
25	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,15

Количество лет закачки – 5

Вариант 16

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	388	14	0,68	0,76
2	0	100	380	13	0,68	0,84
3	0	100	452	16	0,73	0,69
4	0	100	524	14	0,70	0,81
5	0	100	460	11	0,75	0,77
6	0	100	484	10	0,68	0,79
7	0	100	476	15	0,85	0,68
8	0	100	352	12	0,71	0,69
9	0	100	356	16	0,84	0,85
10	0	100	300	11	0,69	0,71
11	0	100	292	13	0.70	0,70
12	0	100	364	10	0,80	0,80
13	0	100	408	19	0,83	0,73
14	0	100	432	13	0,75	0,79
15	0	100	272	17	0,76	0,83
16	0	100	276	20	0,69	0,68
17	0	100	356	11	0,84	0,79
18	0	100	352	18	0,83	0,85
19	0	100	244	20	0,69	0,76
20	0	100	268	14	0,80	0,71
21	0	100	284	16	0,72	0,72
22	0	100	216	15	0,74	0,84
23	100	0
24	100	0
25	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,18

Количество лет закачки – 5

Вариант 17

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	392	19	0,23	0,85
2	0	100	384	13	0,24	0,74
3	0	100	456	14	0,18	0,78
4	0	100	528	10	0,20	0,69
5	0	100	460	17	0,21	0,84
6	0	100	488	12	0,21	0,76
7	0	100	480	15	0,19	0,73
8	0	100	356	18	0,25	0,79
9	0	100	360	11	0,18	0,77
10	0	100	304	10	0,18	0,76
11	0	100	296	20	0,19	0,71
12	0	100	368	13	0,21	0,68
13	0	100	412	15	0,25	0,69
14	0	100	436	16	0,24	0,81
15	0	100	276	10	0,25	0,74
16	0	100	280	13	0,18	0,77
17	0	100	360	11	0,20	0,71
18	0	100	358	11	0,21	0,85
19	0	100	248	19	0,19	0,83
20	0	100	272	20	0,24	0,82
21	0	100	288	15	0,25	0,69
22	0	100	220	19	0,21	0,74
23	100	0
24	100	0
25	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,15

Количество лет закачки – 5

Вариант 18

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	400	10	0,21	0,80
2	0	100	392	13	0,21	0,85
3	0	100	460	11	0,24	0,69
4	0	100	532	16	0,22	0,84
5	0	100	468	12	0,25	0,83
6	0	100	492	15	0,18	0,73
7	0	100	484	10	0,23	0,77
8	0	100	360	II	0,19	0,70
9	0	100	364	14	0,20	0,74
10	0	100	308	16	0,25	0,68
11	0	100	300	13	0,21	0,68
12	0	100	372	14	0,18	0,81
13	0	100	416	18	0,24	0,80
14	0	100	440	20	0,25	0,74
15	0	100	280	19	0,18	0,75
16	0	100	284	15	0,19	0,71
17	0	100	364	11	0,20	0,82
18	0	100	360	12	0,23	0,85
19	0	100	252	17	0,24	0,80
20	0	100	276	19	0,18	0,69
21	0	100	292	20	0,21	0,78
22	0	100	224	11	0,25	0,79
23	100	0
24	100	0
25	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,15

Количество лет закачки – 4

Вариант 19

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	404	13	0,21	0,76
2	0	100	396	12	0,24	0,84
3	0	100	464	17	0,25	0,69
4	0	100	536	14	0,18	0,81
5	0	100	476	15	0,23	0,77
6	0	100	496	10	0,19	0,79
7	0	100	488	19	0,25	0,68
8	0	100	364	20	0,20	0,69
9	0	100	368	И	0,24	0,85
10	0	100	312	18	0,19	0,71
11	0	100	304	13	0,20	0,70
12	0	100	376	16	0,24	0,80
13	0	100	420	20	0,22	0,73
14	0	100	444	10	0,20	0,79
15	0	100	284	14	0,19	0,83
16	0	100	288	16	0,21	0,68
17	0	100	368	17	0,25	0,79
18	0	100	364	19	0,19	0,85
19	0	100	256	18	0,18	0,76
20	0	100	280	10	0,20	0,71
21	0	100	296	14	0,24	0,72
22	0	100	228	13	0,21	0,84
23	100	0
24	100	0
25	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,17

Количество лет закачки – 5

Вариант 20

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	368	19	0,23	0,69
2	0	100	360	20	0,21	0,68
3	0	100	428	11	0,24	0,82
4	0	100	500	13	0,18	0,84
5	0	100	436	17	0.25	0,75
6	0	100	460	20	0.19	0,71
7	0	100	452	12	0,19	0,68
8	0	100	328	10	0,18	0,69
9	0	100	332	14	0,20	0,84
10	0	100	276	15	0,21	0,76
11	0	100	268	18	0,24	0,79
12	0	100	340	10	0,18	0,71
13	0	100	384	14	0,25	0,84
14	100	0
15	0	100	248	11	0,23	0,85
16	100	0
17	100	0
18	0	100	328	14	0,25	0,81
19	0	100	220	10	0,25	0,84
20	0	100	244	II	0,19	0,83
21	0	100	260	18	0,23	0,69
22	0	100	212	14	0,18	0,74
23	100	0
24	100	0
25	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,16

Количество лет закачки – 6

Вариант 21

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	404	10	0,21	0,68
2	0	100	452	13	0,21	0,68
3	0	100	448	11	0,24	0,73
4	0	100	404	16	0,22	0,70
5	0	100	332	12	0,25	0,75
6	0	100	316	15	0,21	0,68
7	0	100	356	10	0,23	0,72
8	0	100	376	11	0,25	0,75
9	0	100	368	14	0,24	0,73
10	0	100	284	16	0,22	0,70
11	0	100	296	13	0,24	0,73
12	0	100	276	14	0,21	0,68
13	100	0
14	100	0
15	100	0
16	100	0
17	100	0
18	0	100	364	11	0,25	0,75
19	0	100	372	15	0,23	0,72
20	0	100	324	10	0,21	0,68
21	0	100	268	13	0,24	0,73
22	0	100	308	16	0,22	0,70
23	0	100	272	14	0,22	0,70
24	0	100	296	12	0,24	0,73
25	0	100	284	14	0,21	0,68
26	100	0
27	100	0
28	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,15

Количество лет закачки – 5

Вариант 22

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	408	10	0,24	0,77
2	0	100	456	11	0,24	0,71
3	0	100	452	14	0,19	0,68
4	0	100	408	18	0,25	0,83
5	0	100	332	13	0,18	0,81
6	0	100	316	17	0,23	0,84
7	0	100	356	19	0,25	0,69
8	0	100	376	20	0,21	0,79
9	0	100	368	12	0,20	0,75
10	0	100	284	14	0,18	0,73
11	0	100	296	15	0,23	0,84
12	0	100	276	16	0,24	0,85
13	100	0
14	100	0
15	100	0
16	100	0
17	100	0
18	0	100	372	19	0,21	0,68
19	0	100	376	20	0,24	0,68
20	0	100	332	14	0,19	0,84
21	0	100	276	13	0,23	0,75
22	0	100	312	15	0,20	0,71
23	0	100	276	14	0,19	0,82
24	0	100	304	И	0,18	0,84
25	0	100	292	17	0,23	0,85
26	100	0
27	100	0
28	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,17

Количество лет закачки – 4

Вариант 23

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	412	11	0,24	0,84
2	0	100	488	14	0,25	0,73
3	0	100	496	13	0,18	0,81
4	0	100	416	20	0,21	0,80
5	0	100	340	10	0,21	0,76
6	0	100	320	12	0,24	0,69
7	0	100	360	17	0,19	0,83
8	0	100	380	18	0,20	0,82
9	0	100	372	20	0,19	0,68
10	0	100	296	11	0,18	0,77
11	0	100	308	15	0,23	0,73
12	0	100	284	16	0,22	0,75
13	100	0
14	100	0
15	100	0
16	100	0
17	100	0
18	0	100	380	12	0,18	0,71
19	0	100	380	11	.0,19	0,76
20	0	100	336	20	0,18	0,73
21	0	100	280	19	0,21	0,68
22	0	100	318	13	0,24	0,81
23	0	100	272	17	0,18	0,84
24	0	100	308	19	0,19	0,85
25	0	100	296	20	0,20	0,83
26	100	0
27	100	0
28	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,17

Количество лет закачки – 6

Вариант 24

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	420	19	0,24	0,69
2	0	100	472	11	0,25	0,70
3	0	100	488	18	0.24	0,68
4	0	100	420	13	0,18	0,75
5	0	100	344	14	0,21	0,74
6	0	100	324	10	0,21	0,76
7	0	100	360	15	0,23	0,80
8	0	100	384	10	0,20	0,81
9	0	100	380	20	0,22	0,71
10	0	100	300	16	0,21	0,70
II	0	100	312	13	0,24	0,76
12	0	100	288	17	0,19	0,73
13	100	0
14	100	0
15	100	0
16	100	0
17	100	0
18	0	100	384	20	0,23	0,85
19	0	100	388	17	0,23	0,69
20	0	100	340	13	0,18	0,77
21	0	100	284	14	0,19	0,74
22	0	100	320	18	0,21	0,71
23	0	100	276	13	0,19	0,68
24	0	100	304	15	0,24	0,83
25	0	100	300	10	0,20	0,81
26	100	0
27	100	0
28	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,14

Количество лет закачки – 5

Вариант 25

№ скв.	Содержаниенефти, %	Содержаниеводы, %	Содержание хлора в смеси, мг-экв/л	Эффективнаятолщинапласта, м	Коэффициент пористости, дол. ел.	Коэффициент начальнойнефтенасыщенности, дол.ед.
1	0	100	424	10	0,18	0,68
2	0	100	476	13	0,21	0,68
3	0	100	472	11	0,21	0,70
4	0	100	424	10	0,25	0,72
5	0	100	348	19	0,24	0,78
6	0	100	332	10	0,22	0,81
7	0	100	364	14	0,23	0,69
8	0	100	384	17	0,20	0,74
9	0	100	388	15	0,20	0,79
10	0	100	304	10	0,24	0,85
11	0	100	316	19	0,18	0,71
12	0	100	292	20	0,18	0,73
13	100	0
14	100	0
15	100	0
16	100	0
17	100	0
18	0	100	388	14	0,25	0,74
19	0	100	392	15	0,23	0,79
20	0	100	344	19	0,21	0,68
21	0	100	288	18	0,24	0,80
22	0	100	332	10	0,18	0,69
23	0	100	284	II	0,20	0,75
24	0	100	308	13	0,19	0,84
25	0	100	304	20	0,19	0,83
26	100	0
27	100	0
28	100	0

Содержание хлора в пластовой воде - 600 мг-экв/л

Содержание хлора в закаченной воде - 200мг-экв/л

Коэффициент остаточнойнефтенасыщенности - 0,14

Количество лет закачки – 4

Схема для выполнения вариантов 1-5

Схема для выполнения вариантов 6-10

Схема для выполнения вариантов 11-20

Схема для выполнения вариантов 21-25