Геологическая часть (стр. 6 )

Пласт	Номер скважины	Дата исследования	Интервал перфорации, м	Толщина пласта, м	Дебит/ приемистость, м3/сут	Пластовое давление, Мпа	Забойное давление, Мпа	Коэфф. прод-ти, м3/сут• МПа	Гидро-проводность, мкм2 см/мПа?с	Прони-цаемость 10-3 мкм2	Скин-фактор	Вид иссле- дования	Примечания
Д5	2713	06-07.05.2009	4517-4522	10	-	32.5	9.9	2.1	4.3	0.4	-	КВД
Д5	2725	18-19.09.2009	4640-4644	4	-	31.7	14.8	3.4	35.9	9	1.25	КВД
Д5	2725	31.08.2009	-	-	-	0.1	-	-	-	-	-	КВУ	уровень не восстанов-лен
Д5	2725	15.01.2010	4886-4892	-	51	28.9	27.4	0.28		2.8	-2.7	КВД
Д5	2718	15-16.01.2010	4886-4892	-	4.91	30	28.2	2.8	2.8	3.9		КВД
Д5	2759	27.01.2011	-	-	6.7	30.9	29.9	0.67	-	4.4	5.8	КВД
Д5	2759	11.02.2011	4646.1-4651.1	-	0.02	31.7	31.5	-	-	-		КВД	ФЕС не рассчитаны
Д5	2757	27.09.2011	-	-	-	-	-	0.101	-	-		КВД	Рпл не восстанов-лено
Среднее значение по пласту Д5	14

1.7 Свойства пластовых флюидов

Нефти Давыдовского месторождения характеризуются высокой газонасыщенностью, наличием кондиционных промышленных содержаний этана и гелия в растворённом газе, практическим отсутствии сероводорода и повышенным содержанием парафинов [1].

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 472-561 кг/м3, давление насыщения нефти газом 27,6-28,7 МПа, газосодержание 467-699 м3/т, вязкость 0,10-0,11 мПа·с.

По товарной характеристике нефть месторождения лёгкая (плотность 772-791 кг/м3), малосернистая (0,42-0,47 %), малосмолистая (0,72-2,16 %), высоко парафиновая (5,0-8,4 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300?С – 66-69 %.

Молекулярная масса нефти в пластовых условиях изменяется в пределах 43-48 г/моль, молярная доля метана составляет 51,6-56,7 %, суммарное содержание углеводородов С2Н5+С5Н12 – 22,8-30,3 %.

Разгазированная нефть имеет молекулярную массу 163-170 г/моль, молярная доля метана в ней 0,35 %, углеводородов С2Н5+С5Н12 – 16,9-25,8 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газа, выделившегося из нефти при ступенчатом разгазировании: метана 63,2-74,0 %, этана 15,9-21,5 %, пропана 8,8-10,5 %, бутанов+высшие углеводороды 2,2+3,1 %. Количество азота в газе не превышает 0,5-2,1 %, сероводород не обнаружен. Содержание гелия (0,060-0,099 %) превышает кондиционное (0,035 %). Относительная плотность газа по воздуху 0,784-0,820.

Физико-химические свойства и фракционный состав сепарированной нефти пласта Д5 приведены в таблицах 1.3-1.4. 

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти приведен в табл. 1.5-1.6.

Таблица 1.3

Свойства пластовой нефти пласта Д5 Давыдовского месторождения

Наименование параметра	Численные значения
диапазон значений	принятые значения
Пластовое давление, МПа	-	51,8
Пластовая температура, °С	-	97
Давление насыщения газом, МПа	-	28,5
Газосодержание, м3/т	-	467*
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	-
Р1 = 3,6 МПа  Т1 = 2 ?С
Р2 = 2,6 МПа  Т2 = 0 ?С
Р3 = 1,0 МПа  Т3 = 40 ?С
Р4 = 0,75 МПа  Т4 = 34 ?С
Р5 = 0,52 МПа  Т5 = 45 ?С /120 ?С
Р6 = 0,1 МПа  Т6 = 20 ?С
Р7 = 0,1 МПа  Т7 = 60 ?С
Плотность в условиях пласта, кг/м3	-	560
Вязкость в условиях пласта, мПа?с	-	0,12
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4	-	-
Плотность нефтяного газа при 20 °С, кг/м3 :
–при однократном (стандартном) разгазировании	-	1,085
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	0,988
Плотность дегазированной нефти при 20 °С, кг/ м3:
–при однократном (стандартном) разгазировании	-	798,0
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	-

Таблица 1.4

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Давыдовского месторождения, пласта Д5 (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование параметра	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
скв.	проб
Плотность после дифференциального разгазирования при 20 °С, кг/м3	7	18	762-812	791
Вязкость динамическая по поверхностным пробам, мПа·с:
при 20 ?С	7	18	1,06-2,83	2,34
при 50 ?С	-	-	-	-
Молекулярная масса, г/моль	-	-	-	-
Температура застывания, ?С	6	11	(+)5-(-)30	-12
Массовое содержание, %
серы	7	17	0,07-0,95	0,42
смол силикагелевых	7	16	0,20-9,03	2,16
асфальтенов	7	18	0,00-0,65	0,1
парафинов	7	18	3,44-17,51	8,41
воды	-	-	-	-
механических примесей	-	-	-	-
Содержание микрокомпонентов, г/т

Продолжение таблицы 1.4

Наименование параметра	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
скв.	проб
ванадий	-	-	-	-
никель	-	-	-	-
Температура плавления парафина, ?С	6	12	36-57	49
Температура начала кипения, °С	6	16	38-48	45
Фракционный состав (объёмное содержание выкипающих), %
до 100 °С	6	17	3-19	10
до 150 °С	6	17	15-36	22
до 200 °С	6	17	29-52	34
до 250 °С	7	18	48-68	53
до 300 °С	7	18	62-78	66
Шифр технологической классификации ( по ГОСТ Р 51858-2002)	1-1-3

Таблица 1.5

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти пласта Д5 (мольное содержание в %)

Наименование	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти  в рабочих условиях	Пластовая нефть**
Выделившийся газ	нефть**	выделившийся газ	нефть
Сероводород	отс.	отс.	отс.	-	отс.
Углекислый газ	0,67	следы	0,71	-	1,02
Азот + редкие	0,95	0,00	1,01	-	1,46
в том числе:
гелий	0,0667	0,00	0,0783	-	0,0801
Метан	60,28	0,36	63,15	-	56,71
Этан	20,35	0,47	21,50	-	14,72
Пропан	10,35	0,81	10,50	-	7,56
Изобутан	1,16	0,30	0,76	-	1,13
Н. бутан	3,30	1,23	1,68	-	2,79
Изопентан	1,00	0,95	0,26	-	0,91
Н. пентан	1,17	1,92	0,30	-	1,26
Остаток (С6+высшие)	0,77	93,96	0,13	-	12,44
Молекулярная масса	-	170	-	-	43
Плотность: нефти, кг/м3		798		-	538
газа, кг/м3	1,085	0,988
газа (отн. по воздуху)	0,900	0,820

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Д5 Давыдовского месторождения приведена ниже (Табл. 1.6) [1].