Геологическая часть (стр. 3 )

6. Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3	-	861
7. Вязкость нефти в условиях пласта, мПа*с	-	11,5
8. Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4	-	7,10
9. Плотность растворенного газа, кг/м3 , при 20°C:
- при однократном (стандартном) разгазировании	-	1,533
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	1,247
10. Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С:
- при однократном (стандартном) разгазировании	-	883
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	877
11. Пересчетный коэффициент, д. е.	-	0,963
12. Количество исследованных глубинных проб (скважин)	1(1)
Свойства дегазированной нефти
13. Плотность дегазированной нефти по поверхностным пробам, кг/м3	-	883
14. Вязкость дегазированной нефти по поверхностным пробам, мПа/с
- при 20°С:	-	26,25
- при 50°С:	-	-
15. Температура застывания дегазированной нефти, °С	-	-15
16. Массовое содержание, %
- серы	-	2,63
- асфальтенов	-	6,40
- парафинов	-	6,10
- механических примесей	-
- акцизных смол	-	10,60
17. Температура начала кипения, °С	-	50
18. Фракционный состав (об. сод. выкип.),  %
- до  100°С	-	4
- до  150°С	-	12
- до  200°С	-	20
- до  250°С	-	33 (260оС)
- до  300°С	-	42
19. Количество исследованных поверхностных проб (скважин)	1(1)

Таблица.1.2

Компонентный состав нефти и растворенного газа

Пласт Т1
Наименование параметра	Выделившийся газ	Разгазированная нефть	Пластовая нефть
Массовое содержание, %	Мольное содержание, %	Массовое содержание, %	Мольное содержание, %	Массовое содержание, %	Мольное содержание, %
Молярная концентрация компонентов, %
- сероводород	5,23	5,92	0,05	0,36	0,27	1,53
- двуокись углерода	1,00	0,88	следы	следы	0,04	0,18
- азот+редкие	11,97	16,65	0,00	0,00	0,50	3,48
в т. ч. гелий	0,0025	0,0248	0,0000	0,0000	0,0001	0,0052
- метан	8,59	20,81	0,01	0,08	0,36	4,43
- этан	10,74	13,80	0,06	0,49	0,50	3,29
- пропан	20,47	17,74	0,49	2,66	1,32	5,87
- изобутан	7,60	4,94	0,23	0,93	0,53	1,79
- норм. бутан	14,83	9,62	0,95	3,90	1,52	5,15
- изопентан	7,81	3,98	0,80	2,65	1,09	2,97
- норм. пентан	6,92	3,53	1,01	3,35	1,26	3,42
- гексаны	3,63	1,66	2,19	6,13	2,25	5,18
- гептаны	1,09	0,43	2,52	6,03	2,46	4,84
- октаны	0,12	0,04	2,57	5,37	2,47	4,24
- остаток С9+	0,00	0,00	89,12	68,05	85,43	53,63

Продолжение таблицы 1.2

Молекулярная масса	38	239	196
Плотность
- газа. кг/м3	-	-	-	-	-	-
- газа относ. (по возд.). г/л	1,344	-	-	1,344	-	-
- нефти. кг/м3	-	-	-	-	-	-
Пласт Т2'+Т2
Наименование параметров, компонентов	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Молярная концентрация компонентов, %
- сероводород	3,55	0,16	3,75	0,29	0,73
- двуокись углерода	1,24	сл,	1,49	0,02	0,21
- азот+редкие	20,47	0	26,7	0	3,42
в т. ч. гелий	0,031	0,1	0,041	0	0,005
- метан	23,82	0,61	31,31	0,07	4,07
- этан	14,99	2,37	16,97	0,97	3,02
- пропан	14,19	1,03	11,09	3,38	4,37
- изобутан	4,63	4,15	1,9	1,63	1,66
- норм, бутан	8,74	3,19	4,2	5,07	4,96
- изопентан	3,59	4,00	0,91	3,64	3,29
- норм. пентан	3,10	7,54	0,98	4,29	3,87
- гексаны	1,33	7,02	0,51	7,37	6,49
- гептаны	0,32	4,44	0,14	6,72	5,88
- октаны	0,03	65,39	0,03	4,24	3,70
- остаток С9+	-	-	0,01	62,31	54,33
Молекулярная масса	36	252	30	243	216
Плотность
- газа, кг/м3	1,533	1,247
- газа относ. (по возд.), г/л	1,272	1,035
- нефти, кг/м3	883	877	861

В гидрогеологическом отношении Ананьевское месторождение, по схеме районирования Оренбургской области, расположено в пределах Общесыртовского гидрогеологического бассейна подземных вод третьего порядка.

Пробы пластовой воды на Ананьевском месторождении не отбирались. Поэтому свойства пластовых вод продуктивных  пластов приняты  по аналогии со свойствами вод Сорочинско-Никольского и Пойменного месторождений. 

В гидрохимическом отношении пластовые воды продуктивных пластов месторождения являются рассолами хлоркальциевого типа с общей минерализацией от 222,6 г/л  до  282,85 г/л и плотностью - 1,166-1,173 г/см3. Пластовые воды обогащены йодом, бромом и другими ценными химическими элементами [5].

1.7 Коллекторские свойства объекта

Емкостные и фильтрационные свойства продуктивных отложений изучены по материалам исследования керна, ГИС, опробования и эксплуатации скважин [5].

Сводная геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов дана в таблице 1.3.

Таблица 1.3

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры	Объекты разработки
Б2	Т1	Т2'+Т2	Д3	Д4
1. Абсолютная отметка кровли (интервал изменения), м	-2170ч-2192	-2210ч-2232	-2249ч-2263	-3230ч-3243	-3267ч-3277
2. Абсолютная отметка ВНК (интервал изменения), м	-2190,5	-2231,1	-2261,7	-3241,2	-3276
3. Абсолютная отметка ГВК (интервал изменения), м	-	-	-	-	-
4. Тип залежи	массивный	массивный	массивный	пластов. сводовый	пластов. сводовый
5. Тип коллектора	терригенный	карбонатный	терригенный
6. Площадь нефтеносности, тыс. м2	2129/1072	4575/478	2437/-	999/1608	241/1006
7. Площадь газоносности, тыс. м2	-	-	-	-	-
8. Средняя общая толщина, м	26,8	36,8	20,1	7,5	2,6
9. Средняя эффективная нефтенасыщеная толщина, м	2,8/3,1	7,25/4,96	3,9	2,37/1,39	0,9/0,64
10. Средняя эффективная газонасыщеная толщина, м	-	-	-	-	-
11. Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,54	0,63	0,589	0,301	0,335
12. Коэффициент расчлененности, доли ед.	6,25	13,6	5,3	1	1
13. Средний коэффициент проницаемости, 10-3мкм2	478,9	79,9	85,6	16	63,6
14. Средний коэффициент пористости, доли ед	0,18	0,13	0,12	0,09	0,11
15. Средний коэффициент начальной нефтенас-ти, доли ед.	0,81	0,91	0,79	0,84	0,86
16. Средний коэффициент начальной газонас-ти, доли ед.	-	-	-	-	-
17. Начальная пластовая температура, оС	43*	40	43	65	62
18. Начальное пластовое давление, МПа	23,1*	24,71	26,42	36,9	37,5
19. Давление насыщения нефти газом, МПа	9,03*	4,83	4,67	8,25*	8,25
20. Газовый фактор нефти, м3/т	11,9	19,4	15	57,3*	57,3
21. Давление начала конденсации, МПа	-	-	-	-	-
22. Потенц-е содержание стаб. конденсата в газе (С5+), г/м3	-	-	-	-	-
23. Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,871	0,8447	0,8609	0,7975*	0,7975
24. Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,971	0,858	0,877	0,845	0,845
25. Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа•с	7,4	5,5	11,5	2,45*	2,45
26. Объёмный коэффициент нефти, доли ед.	1,030	1,042	1,038	1,127*	1,127
27. Плотность воды в пластовых условиях (кг/м3)	-	-	-	-	-
28. Вязкость воды в пластовых условиях, мПа•с	1,11	1,09	1,07	0,9	0,9
29. Удельный коэффициент продуктивности, •10 м3/(сут•МПа)	16,0	10,4	1,38	0,563	1,761
30. Коэффициент вытеснения нефти водой (газом), д. ед	0,649	0,666	0,581	0,606	0,664

Пласт Т1 характеризуется пористостью 13,2% (50 образцов) и проницаемостью 74,6*10-3∙мкм2 (47 образцов), в нефтенасыщенной части пористость составила 13,4% (43 образца), проницаемость – 79,9*10-3∙мкм2 (40 образцов). Средняя пористость определена по 67 значениям и равна 12,5% при интервале изменения от 8,1% до 16,8%, нефтенасыщенность изменяется от 58% до 96%, в среднем составляя 91% (по 66 определениям). Проницаемость варьируется от 0,5 до 205,8 10-3∙мкм2 при среднем значении 43,1 10-3∙мкм2. На пласте Т1 проведено 21 гидродинамическое исследование в семи скважинах, проницаемость равна 345,7*10-3∙мкм2.