Геологическая Часть (стр. 3 )

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование параметров	Пласты Б-2
Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
скважин	проб	от	до
Вязкость динамическая, мПа*с	при 20 оС	3	3	21,8	41,8	34,15
при 50 оС	-	-	-	-	-
Температура застывания, оС	3	3	-	-	-9
Массовое содержание, %	Серы	3	3	2,57	3,12	2,78
смол силикагелевых	3	3	13,7	16,2	14,82
асфальтенов	3	3	4,38	8,17	6,74
Парафинов	3	3	5,55	6,11	5,85
Температура плавления парафина, оС	3	3	50	52	51
Объемный выход фракций, %	до 100оС	3	3	2	4	3
до 150оС	3	3	7	11	9
до 200оС	3	3	16	21	18
до 300оС	3	3	32	40	36
Классификация нефти	высокосернистая, смолистая, парафиновая

Таблица 1.5

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Наименование	Пласты Б-2
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти  в рабочих условиях	Пластовая нефть
выделив-шийся газ	Нефть	выделив-шийся газ	нефть
% моль	% моль	% моль	% моль	%моль
Сероводород	-	-	-	-	-
Углекислый газ	0,3	-	0,36	-	0,07
Азот + редкие	10,8	-	12,35	-	2,4
в т. ч.	Гелий	0,015	-	0,017	-	-
	Метан	31,38	0,02	35,69	0,01	6,94
	Этан	18,53	0,34	20,59	0,37	4,3
	Пропан	23,76	1,87	21,37	3,08	6,63
	Изобутан	2,69	0,64	1,97	0,89	1,1
	н, бутан	7,6	2,47	5	3,26	3,6
	Изопентан	1,97	1,41	0,72	1,65	1,4
	н, пентан	1,6	2,39	1,06	2,66	2,35
Гексаны	0,39	2,21	0,69	5,79	1,82
Гептаны	-	1,33	0,13	3,69	1,06
Другие	0,98	6,13	-	-	4,99
Остаток (С8+высшие)	-	81,19	0,07	78,6	63,34
Молекулярная масса, г/моль	34,34	244	31,15	233,4	194
Молекулярная масса остатка, г/моль	-	277	114,22	277	276,85
Плотность		-	-	-	-	-
	газа, кг/м3	-	-	-	-	-
	газа относительная по воздуху, доли ед,	1,184	-	1,074	-	-
	нефти, кг/м3	-	884	-	880	859

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Геолого-физическая характеристика залежей пласта Б-2 представлена в таблице 1.7.

Коллекторские свойства пласта изучены по керну и по ГИС [1].

По керну было изучено 9 определений пористости и 5 проницаемости по 2 скважинам; по ГИС 28 определений пористости и проницаемости из 23 скважин и по Б-2 ниж. пач. 9 определений пористости и проницаемости по 9 скважинам.

Таблица 1.6

Свойства и состав пластовых вод пласта Б-2

Наименование параметров	Пласты Б-2
Диапазон изменения	Средние значения
Газосодержание, м3/м3	0,322	0,322
Плотность воды, кг/м3
- в стандартных  условиях	166	166
- в условиях  пласта	1161-1175	1168
Вязкость в условиях пласта, мПа. с	1,33	1,33
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа Ч 10-4
Объемный коэффициент, доли ед.	1,004	1,004
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)
Na+ + K+	818,37-1200,04	1162,51
Ca+2	149,95-284,93	211,83
Mg+2	59,65-209,79	113,13
Cl -	3184,49-3725,25	3441,75
HCO3-	0,99-3,28	2,30
CO3-2	-	-
SO4-2	1,88-17,28	11,04
NH4 +	-	-
Br -	-	-
J -	-	-
В +3	-	-
Li +	-	-
Sr +2	-	-
Rb +	-	-
Cs +	-	-
Общая минерализация, г/л	-	-
Водородный показатель, рН	-	-
Жесткость общая (мг-экв/л)	-	-
Химический тип воды, преимущественный ( по )	хлоркальциевый тип
Количество исследованных проб (скважин)	5

Среднее значение пористости по керну составляет 21,0 %, по ГИС 20,28 %, по Б-2 ниж. пач. по керну значение пористости не определялось, по ГИС составило 20,52 %.

Среднее значение проницаемости по керну составляет 1,098 мкм2, по ГИС 0,310 мкм2, по Б-2 ниж. пач. по керну значение проницаемости не определялось, а по ГИС составило 0,394 мкм2.

Среднее значение начальной нефтенасыщенности по керну не проводилось, а по ГИС составило 84 %. По Б-2 ниж. пач. по керну значение не определялось, по ГИС составило 83 %.

Таблица 1.7

Геолого-физическая характеристика пласта Б2

Параметры	Объекты разработки
Кротковское поднятие
Б-2	Б-2 ниж. пач.
В	С2
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м	1624	1628
Тип залежи	Пластовая лит. экранир.
Тип коллектора	терригенный
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	4537	2575
Средняя общая толщина, м	6,2	2,3
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2,1	1,0
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	1,3	1,2
Коэффициент пористости, доли ед.	0,200	0,200
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,840	0,830
Проницаемость, 10-3 мкм2	0,537	0,537
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,7	0,9
Коэффициент расчлененности, доли ед.	1,46	1,08
Начальная пластовая температура, оС	35	35
Начальное пластовое давление, МПа	16,8
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с	10,83
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	859	859
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	880
Абсолютная отметка ГНК, м	-	-
Абсолютная отметка ВНК, м	-1449,4	-1454,7
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,057
Содержание серы в нефти, %	2,78	2,78
Содержание парафина в нефти, %	5,85	5,85
Давление насыщения нефти газом, МПа	5,60
Газовый фактор, м3/т	24,8
Содержание сероводорода, %	-	-
Вязкость воды в пластовых условиях, т/м3	1,2	1,2
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,16	1,16
Сжимаемость, 1/МПа Ч 10-4
нефти	0,727	0,727
воды	0,5	0,5
породы	0,429	0,429
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,660	0,656

Коэффициент вытеснения определялся с использованием корреляционной зависимости проницаемости от остаточной нефтенасыщенности. Значение коэффициента вытеснения составило 0,660, по Б-2 ниж. пач. 0,656.