Геологическая часть (стр. 3 )

Пробы, отобранные из скважин, отражают первоначальное состояние залежи. В поверхностных условиях нефть залежи пласта БII/, имеет плотность 0,8932 – 0,9087 (в среднем 0,8989) г/см3. Вязкость - 41,20 – 92,06 (в среднем 62,65) мПа*с. Температура застывания нефти минус 10 (7 – 13)0С, начала кипения +68 (49 – 85)0С. Выход легких фракций при разгонке по Энглеру составляет 2 – 5% (до 1000С), 18 – 22% (до 2000С), 35 – 38% (до 3000С).

В нефти содержатся асфальтены (4,0 – 9,15), смолы силикагелевые (18,16 – 27,2), парафины (4,34 – 7,48), сера (2,78 – 3,5 весов. %).

В пластовых условиях плотность нефти залежи пласта БII/ 0,8735 – 0,8740 (в среднем 0,8737) г/см3, её температура +340С, вязкость – 20,1 мПа*с. Давление насыщения при газовом факторе 14,51 м3/т составило 3,61 – 3,87 (в среднем 3,74) МПа.

Объемный коэффициент (bo), плотность (ρн) пластовой нефти и газовый фактор (σ) рассчитывались по результатам однократного контактного разгазирования глубинных проб. По результатам однократного разгазирования объемный коэффициент равен 1,034 – 1,035 (в среднем 1,0345), газовый фактор – 14,51 (14,02 – 15,0) м3/т, а плотность нефти – 0,9009 (0,8932 – 0,9087) г/см3.

В 1989 году институтом «Гипровостокнефть» при уточнении параметров нефти и газа и условии дифференциального разгазирования для пересчета запасов Каменского месторождения по залежи пласта БII/ были рекомендованы следующие параметры: плотность нефти – 0,9086 (0,909) г/см3, газовый фактор – 13,5 м3/т, объемный коэффициент – 1,045 долей единиц, при пересчетном коэффициенте, равном 0,957 (1 : 1,045) долей единиц.

Таблица 1.1

Свойства нефти, газа конденсата и воды

Наименование	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
Скважин	проб
Пласт БII/ бобриковского горизонта
а) Нефть
Давление насыщения газом, МПа	2	3,61-3,87	3,7
Газосодер. при однократном разгаз., м3/т	2	14,02-15,00	13,5
Объем. коэф. при однократном разгаз., д. ед.	2	1,034-1,035	1,045
Газосодержание при диффренциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Суммарное газосодержание, м3/т
Плотность, кг/м3	2	0,8740-0,8735	0,8737
Вязкость, мПа∙с	2	20,09-20,00	20,00
Объем. коэффициент при дифф. разгазировании в раб. условиях, доли ед.
б) Пластовая вода
Газосодержание, м3/т
- в т, ч, сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент, доли ед,
Вязкость, мПа∙с
Общая минерализация, мг-экв/дм3
Плотность, кг/м3
Пласт Т1 турнейского яруса
а) Нефть
Давление насыщения газом, МПа	6	4,55-8,24	6,52
Газосодер. при однократном разгаз., м3/т	6	23,96-32,60	25,3
Объем. й коэф. при однократном разгаз., д. ед.	6	1,053-1,083	1,055
Газосодержание при диффренциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Суммарное газосодержание, м3/т
Плотность, кг/м3	6	0,8386-0,8628	0,8497
Вязкость, мПа∙с	6	6,70-10,33	8,61
Объемный коэффициент при дифф. разгазировании в раб. условиях, доли ед.
б) Пластовая вода
Газосодержание, м3/т
- в т, ч, сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент, доли ед,
Вязкость, мПа∙с
Общая минерализация, г/л	2	276,28-322,4	299,34
Плотность, кг/м3	2	1,169-1,170	1,1695

Таблица 1.2

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти. Пласт Т1

Наименование	Пласт Т1
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
Выделившийся газ	Нефть	Выделившийся газ	Нефть
%% масс.	%% моль	%% масс.	%% моль	%% масс.	%% моль	%% масс.	%% моль
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Сероводород	0,14	0,15	-	-	-	-	-	-	-
Углекислый газ	1,95	1,58	-	-	-	-	-	-	-
Азот + редкие в т. ч. гелий	14,67	18,69	-	-	-	-	-	-	-
Метан	11,21	25,00	0,01	0,20	-	-	-	-	-
Этан	11,82	14,05	0,18	1,62	11,66	14,79	-	-	-
Пропан	21,91	17,76	1,17	7,04	12,73	11,01	-	-	-
Изобутан	19,85	12,21	0,29	1,32	4,10	2,69	-	-	-
Н. бутан	-	-	1,15	5,23	-	-	-	-	-
Изопентан	18,45	9,14	0,83	3,03	-	-	-	-	-
Циклопентан	-	-	0,06	0,22	-	-	-	-	-
Н. пентан	-	-	0,99	3,63	-	-	-	-	-
Гексаны	-	-	0,90	2,76	-	-	-	-	-
Гептаны	-	-	0,97	2,56	-	-	-	-	-
Остаток	-	-	84,75	63,70	-	-	-	-	-
Относительная плотность газа (по воздуху)	-	1,148	-	-	-	-	-	-	-
Мол. масса остатка (расчетная)	-	-	-	351	-	-	-	-	-
Молекулярная масса	-	-	-	249	-	-	-	-	-

Продолжение таблицы 1.2

Наименование	Пласт БIII
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
Выделившийся газ	Нефть	Выделившийся газ	Нефть
%% масс.	%% моль	%% масс.	%% моль	%% масс.	%% моль	%% масс.	%% моль
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Сероводород	0,43	0,41	-	-	-	-	-	-	-
Углекислый газ	1,38	1,01	-	-	-	-	-	-	-
Азот + редкие в т. ч. гелий	25,16	28,84	-	-	-	-	-	-	-
Метан	15,71	31,52	-	-	-	-	-	-	-
Этан	17,43	18,65	-	-	13,38	18,2	-	-	-
Пропан	18,45	13,46	-	-	23,81	22,08	-	-	-
Изобутан	14,62	8,09	-	-	10,39	7,31	-	-	-
Н. бутан	-	-	-	-	-	-	-	-
Изопентан	6,82	3,04	-	-	-	-	-	-	-
Циклопентан	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Н. пентан	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Гексаны	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Гептаны	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Остаток	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Относительная плотность газа (по воздуху)	-	1,074	-	-	-	-	-	-	-
Мол. масса остатка (расчетная)	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Молекулярная масса	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Таблица 1.3