Геологическая часть (стр. 5 )

Результаты исследования глубинных проб нефти горизонта БП10-11

№ сква-жины	Дата отбора	Интервал перфора-ций, м	№ кон-тей-нера	Глуби-на отбора, м	Пласто-вое давление, МПа	Пласто-вая темпера-тура, оС	Давление насыще-ния, МПа	Коэффи-циент упругости, 1/Мпа*10-5	Газосодержание	Объемный коэффициент	Усад-ка, %	Плотность, кг/м3	Динамическая. вязкость пластов. нефти, мПА*с	Выход сепарир. нефти, кг/т	Плот-ность газа, кг/м3	Коэфф. раствори-мости, м3/м3*МПа
сепарир. нефти (20оС)	пластов. нефти (Рпл, tпл)	пластов. нефти (20оС)
м3/т	м3/м3	t = tпл	t=20оС
Рпл, Тпл	t = 20оС
Однократное разгазирование
Горизонт БП10-11
7	22.04.94г.	2696-2711	1	2000	26.90	80	12.60	95.14	117.57	98.42	1.268	1.198	21.13	837	740	783	0.94	2.57	892.48	1.025	9.35
8	11.08.95г.	2773-2788	2	2000	24.00	80	15.31	97.52	171.19	141.93	1.451	1.339	22.81	829	689	746	0.533	1.016	875.46	1.202	9.32
18	23.04.94г.	2782-2798	1	1800	26.90	80	14.07	98.19	145.45	122.70	1.331	1.255	24.84	844	730	774	0.823	2.19	868.15	1.044	10.34
28	24.04.94г.	2783-2800	1	2783	26.00	80	14.39	96.46	145.06	123.31	1.329	1.255	24.78	850	735	778	0.867	2.377	870.33	1.027	10.08
53	24.05.00г.	2796-2808	2	2300	26.69	90	17.06	96.89	216.58	181.62	1.620	1.378	23.56	839	675	749	0.607	1.245	880.91	1.229	9.89
66	22.08.95г.	2756-2759	2	2500	24.00	80	12.18	92.35	140.46	117.38	1.383	1.284	26.45	836	713	768	0.688	1.379	853.21	1.280	9.64
128	25.05.00г.	2866-2879	1	2600	26.69	90	15.01	97.83	196.60	166.01	1.652	1.351	29.23	844	654	760	0.684	1.453	866.66	1.259	10.11
265Р	4.04.85г.	2651-2655	2	2500	26.40	90	18.00	97.54	198.43	165.98	1.560	1.301	35.90	837	658	762	0.490	1.04	815.70	1.138	9.22
602Р	21.01.93г.	2712-2729	3	2600	27.20	89	11.78	93.11	136.42	113.08	1.386	1.270	28.14	829	702	766	0.650	1.45	891.23	1.270	9.59
Среднее по горизонту БП10	26.09	84	14.49	96.12	163.09	136.71	1.442	1.292	26.31	838.22	699.41	765	0.698	1.64	868.24	1.164	9.73
Ступенчатое разгазирование
Горизонт БП10-11
8	11.08.95г.	2773-2788	1	2000	24.00	80	15.31	-	151.43	-	-	1.378	-	818	689	-	-	-	-	1.062	-
53	24.05.00г.	2796-2808	2	2300	26.69	90	17.06	-	164.58	-	-	1.432	-	826	675	-	-	-	-	1.095	-
66	22.08.95г.	2756-2759	1	2500	24.00	80	12.18	-	125.10	-	-	1.325	-	826	713	-	-	-	-	1.151	-
128	25.05.00г.	2866-2879	1	2600	26.69	90	15.01	-	152.49	-	-	1.409	-	833	654	-	-	-	-	1.137	-
265Р	4.04.85г.	2651-2655	2	2500	26.40	90	18.00	-	161.22	132.20	-	1.405	-	820	658	-	-	-	863.60	0.978	-
602Р	21.01.93г.	2712-2729	1	2600	27.20	89	11.78	-	123.73	-	-	1.334	-	819	702	-	-	-	-	1.157	-
Среднее по горизонту БП10	25.83	87	14.89	0	146.42	132.20	-	1.381	-	824	682	-	-	-	863.60	1.097	-

Таблица 1.2

Результаты анализов газа, полученных при разгазировании глубинных проб нефти

Анализы газа, растворенного в воде, в пределах Северо-Тарасовской площади не проводились. Содержание  отдельных компонентов приводится  по Тарасовской площади. Основным составляющим компонентом растворенного в воде газа является метан, его содержание достигает для пластов БП10-11 до 92,6 %. Повышенное содержание азота обнаружено в скважине 73 (9,11 %), в скважинах 71, 76 установлены максимальные значения этана (11,31-11,47 %), пропана (13,62-13,46 %) соответственно.

Нефть легкая (средняя плотность по устьевым пробам 838 кг/м3), малосернистая (0,21 %), с содержанием парафинов 2,39 %. Парафины плавятся при температуре 56,6 °С. Содержание силикагелевых смол равно 4,75 %, то есть нефть малосмолистая. Кинематическая вязкость, определенная при 20 °С составляет 5,53.10-4 м2/с, при 50 °С – 2,69.10-4 м2/с, динамическая вязкость нефти в пластовых условиях составила 0,70 мПа. с, в стандартных – 1,64 мПа. с. Нефть закипает при температуре 62 °С, бензиновых фракций, выкипающих до 300 °С, содержится 54,4 объемных процента, молекулярный вес достигает 191. Средняя плотность пластовой нефти по результатам однократного разгазирования 699 кг/м3, при ступенчатой сепарации – 682 кг/м3, плотность сепарированной нефти, соответственно, 838 и 824 кг/м3. Усадка нефти составляет 26,7 % по однократному разгазированию. Объемный коэффициент, рассчитанный на стандартные условия по однократной и ступенчатой сепарации, равен, соответственно, 1,292 и 1,381. Растворенный в нефти газ охарактеризован глубинными пробами в 9 скважинах однократного и в 6 скважинах ступенчатого разгазирования. Нефтяного газа в нефти плотностью 1,164 кг/м3 по однократной и  1,097 кг/м3 по ступенчатой сепарации содержится, соответственно, 163,09 м3/т и 146,42 м3/т. Коэффициент растворимости газа составляет 9,73 м3/м3 . МПа. Растворенный в нефти газ метанового состава, с повышенным содержанием тяжелых углеводородов. По ступенчатой сепарации метана в газе содержится 63,09 %, этана – 13,00 %, пропана – 13,47 %, изобутана – 1,77 %. Относительная плотность газа по воздуху – 0,966 по однократному и 0,913 по ступенчатому разгазированию.