Нефтегазодобывающая промышленность (стр. 3 )

1	2	3	4	5	6
Плотность воды в пл. усл., т/м3	1,015	1,015	1,014	1,015	1,018
Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т,	69718	97181	15735	134335	21032
в том числе: по категории В+С1	69718	96476	14159	127698	20976
С2	-	705	1576	6637	56
Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т,	13944	40668	3866	52406	2942,6
в том числе: по категории В+С1	13944	40520	3533	51079	2937
С2	-	148	333	1327	5,6
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.	0,200	0,418	0,246	0,390	0,140
в том числе: по категории В+С1	0,200	0,420	0,250	0,400	0,140
С2	-	0,210	0,211	0,200	0,100

1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды

Пластовые нефти для исследования отбирались глубинными пробоотборниками из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин.

Из продуктивных отложений пласта БС11-2 было отобрано 25 глубинных проб из семи скважин и двадцать одна поверхностная проба из семнадцати скважин (табл.1.4.1 и табл.1.4.2). По данным однократного разгазирования плотность пластовой нефти изменяется от 0,731 до 0,753 г/см3, плотность сепарированной нефти изменяется от 0,845 до 0,850 г/см3, вязкость пластовой нефти от 0,74 до 1,08 мПа*с, газосодержание от 90,78 до 107,25 м3/т, объемный коэффициент от 1,251 до 1,316, усадка от 20,08 до 23,9 %, давление насыщения от 10,17 до 12,16 МПа.

В поверхностных условиях нефть имеет плотность 0,836-0,868 г/см3, вязкость при 20 0С 5,21-18,33 мПа*с, содержание серы 0,43-1,15%, парафинов 1,55-3,08 %, асфальтенов 0,6-2,79 %. По данным анализов восьми устьевых проб растворенный газ содержит метана 62,13-91,14 %, этана 0,44-8,74 %, пропана 0,141-17,307 %, углекислого газа 0,045-0,793 %, азота от 1,575-8,050 %. Отличается тенденция наличия более легких нефтей в центральной сводовой части.

Таблица 1.5-Свойства пластовой нефти пласта БС11-2

Наименование	Кол-во исслед. скв	Диапазон изменения	Среднее значение
Давление насыщения нефти газом, МПа	7	10,17-12,16	10,94
Газосодержание, м3/т	-	90,78-107,25	97,88
Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т	-	68,98-87,74	76,90
Объемный коэффициент	-	1,251-1,316	1,278
Плотность нефти, г/см3	-	0,731-0,753	0,743
Объемный коэффициент при условиях сепарации	-	1,151-1,206	1,188
Вязкость, мПа*с	-	0,74-1,08	0,849

Таблица 1.6-Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	Кол-во исслед. скв	Диапазон изменения	Среднее значение
Вязкость, мПа*с при 200С при 500С	17	5,21-18,33	9,05
Содержание, % вес.	-
Серы	-	0,43-1,15	0,68
Смол силикагелевых	-	3,23-7,13	4,84
Асфальтенов	-	0,6-2,79	1,24
Парафинов	-	1,55-3,08	2,38
Начало кипения. –1000С	-	57,0-96,0	77,4
до -1500С	-	12,0-20,0	16,1
до -2000С	-	22,0-32,0	27,2
до -3000С	-	43,5-60,0	50,1

Для характеристики физико-химических свойств и состава пластовых жидкостей и газов использованы результаты анализов глубинных проб нефти и воды, отобранных в процессе испытаний различных интервалов разведочных скважин месторождения. В таблице 1.7 представлены свойства и ионный состав пластовой воды.