Геологическая часть (стр. 4 )

Месторождение, поднятие	Условия отбора	Продуктив-ный пласт	Упругость паров нефти в станд. усл., МПа	Содержание массовое, %	Температура плавления парафина, °С
асфальтенов	смол силикагелевых	масел	парафина	серы	воды	механических примесей
Карповское	поверхн. пробы	Т1	-	3,67	15,68	-	5,92	2,49	0,45	0,05	50,23
глубинные пробы	Т1	-	-	-	-	-	-	-	-	-
поверхн. пробы	Б2	-	4,2	13,3	5,0	2,46	88	0,01	54
рекомбинир.(ступ.)	Б2	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Зап.-Степановское, Зап.-Степановское	поверхн. пробы	Б2	-	2,19	13,37	-	5,3	2,22	0,1	-	49,9
глубинные пробы	Б2	-	1,6	8,2	-	5,07	2,1	3,4	-	55
Принятые значения	Б2	-	2,03	11,5	-	5,23	2,19	0,9	-	51,3

Примечания: 1 – по замерам в скважинах;  2 – пересчет Гипровостокнефть по Западно-Степановскому месторождению, 1989 г.;  3 – при 250 °С.

Таблица 1.2

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти пласта Б2 (мольное содержание в %), Западно-Степановское месторождение Западно-Степановское поднятие

Наименование	При однокр. разгазир. пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
выделивш. газ	нефть	выделивш. газ	нефть
Сероводород	2,32	0,1	2,46	0,1	0,53
Углекислый газ	0,71	0,03	0,74	0,01	0,14
Азот + редкие	10,91	-	11,05	0,01	2,76
в том числе: гелий	0,008	-	-	-	0,0018
Метан	21,35	0,08	21,32	0,08	4,31
Этан	21,53	0,96	23,52	0,77	4,57
Пропан	22,85	4,13	25,53	3,81	7,23
Изобутан	3,91	0,79	2,63	1,05	1,31
Н. бутан	9,19	4,31	8	4,59	5,14
Изопентан	5,47	6,05	3,31	6,49	5,96
Н. пентан
Гексаны	1,27	6,8	0,97	6,83	5,82
Гептаны	0,46	8,38	0,36	8,36	6,97
Октаны	0,05	5,72	0,09	5,7	4,65
Остаток (С9 + высшие)	-	62,67	0,04	62,22	51,1
Молекулярная масса	37,8	242,5	36,3	235	205
Молекулярная масса остатка	-	339,25	-	-	-
Плотность:
газа, кг/м3	1,312	-	1,494	-	-
газа отн. (по воздуху), доли ед.	0,840	-	1,147	-	-
нефти, кг/м3	-	863,3	-	866,05	830,2

При пересчете и проектировании разработки приняты следующие параметры:

плотность нефти в поверхностных / пластовых условиях – 0,880 / 0,840 г/см3, вязкость нефти в поверхностных / пластовых условиях – 31,4 / 7,8 мПа·с,  давление насыщения нефти газом - 5,7 МПа, газосодержание – 30,0 м3/т,

объемный коэффициент - 1,064.

Свойства и состав пластовых вод

Специальных гидрогеологических исследований на Карповском месторождении не проводилось. Опробование водоносных горизонтов осуществлялось при бурении глубоких разведочных и структурных скважин.

При опробовании скважин определялись дебиты, температура, забойные и пластовые давления и прослеживались динамические уровни. При лабораторных исследованиях проводился шестикомпонентный анализ, также определялось содержание микрокомпонентов йода, брома, бора, сероводорода, аммония и др.

На Карповском месторождении наиболее изучены воды турнейского яруса (фран-ско-турнейский комплекс) и нижнепермского горизонта. Подробно гидрогеологическая характеристика представлена в т. 1, гл.6 настоящего ПЗ (2011 г.). 

В этой главе рассмотрена характеристика вод по продуктивной части – турнейским (по результатам анализа проб Карповского месторождения) и бобриковским (по месторождениям-аналогам) отложениям.

Пластовые воды бобриковского горизонта относятся к визейскому (бобриковскому) терригенно-карбонатному комплексу. На Карповском месторождении – не изучались. Характеристика их дана на основании изучения проб воды Западно-Степановского и Журавлевско-Степановского месторождений.

По своему химическому составу воды этого комплекса близки к водам нижележащих отложений. Воды по типу хлоридно-кальциевые, удельный вес их 1,163-1,172 г/см3, минерализация 242-254,9 г/л. Содержание кальция 11,1-16,1 г/л, магния – 2,78-3,89 г/л. Из микрокомпонентов присутствует бром –  404,33 мг/л.

Растворенный газ в водах бобриковского горизонта, по данным скважины 463 Журавлевско-Степановского месторождения, метано-азотного состава, содержит метана – 34,8 % (0,096 м3/т), азота – 57,2 % (0,157 м3/т). Газовый фактор – 0,275 м3/т. Общая упругость газа – 4,4 МПа.

Воды турнейского яруса исследовались в шести скважинах – 11, 15, 16, 20, 21 и 26 Карповской площади. Представлены рассолами хлоридно-кальциевого типа с удельным весом 1,156-1,175 г/см3 и минерализацией в пределах 202-225 г/л – в среднем 215 г/л (табл 1.3). Содержание ионов кальция в воде – 7,4-9,3 г/л, магния – 3,0-3,3 г/л.  Из микро-компонентов присутствуют бром – содержание 457,13 мг/л, и бор – в количестве 74 мг/л.

Таблица 1.3

Химический состав и физические свойства пластовых вод

Месторождение	Продуктивный пласт	Количество исследованных	Газосодержание, м3/м3	Плотность воды, г/см3	Температура пластовая, °С	Вязкость в пласт. усл., мПа·с	Минерализация, г/л
скважин	проб	в пласт. усл.	в станд. усл.
Карповское	Т1	6	6	-	-	1,17	-	1,26	215
Западно-Степановское	Б2	1	9	-	-	1,17	-	1,27	253,4

Продолжение табл. 1.3

Месторождение	Продуктивный пласт	Содержание ионов (мг-экв/л; % экв, мг/л)
Na+ + K+	Ca++	Mg++	Cl-	SO4- -	NO2-	CO3- -	HCO3-	NH4+	B-	J-	Br-	Si
Карповское	Т1	2349,5	526,8	192,5	3053,5	13,1	-	-	2,1	-	-	-	-	-
	38,2	8,6	3,2	49,8	0,2	-	-	0,04	-	-	-	-	-
	64227	12683	2805	129039	722	-	-	155	-	74,4	-	457,13	6,9
Западно-Степановское	Б2	3372,1	766,49	283,16	4402,57	16,5	-	-	2,64	-	-	-	-	-
	38,15	8,65	3,2	49,78	0,19	-	-	0,03	-	-	-	-	-
	77556	15356	3443	156103	793	-	-	163	-	-	-	-	-

Продолжение табл.1.3