Геологическая часть (стр. 3 )

По большинству скважин ВНК по ГИС отбивается на отметках -1539,0-1540,0 м. По результатам опробования скважин ВНК залежи находится на отметках -1538,8-1542,0 м. ВНК принят на отметке -1540,0 м.

Залежь пласта Т1 массивная. Размеры залежи составляют 3,7 х 3,2 км, высота залежи 29,2 м.

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Основным объектом разработки на Журавлёвско-Степановском месторождении является пласт Т1. Разработка пласта Б2 осуществляется в скважинах совместно с пластом Т1. Данные, полученные при исследовании глубинных и поверхностных проб, отобранных из скважин, эксплуатирующих пласт Т1 и совместно пласты Б2 и Т1, характеризуются близкими свойствами. Учитывая это обстоятельство, при расчёте параметров нефти и газа приняты средние значения по всем кондиционным пробам, отобранным из этих пластов.

По результатам исследований плотность пластовой 817,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 5,6 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 38,0 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 4,33 мПа⋅с.

После ступенчатого разгазирования плотность нефти 855,0 кг/м3, газосодержание 34,4 м3/т, объёмный коэффициент 1,097, кинематическая вязкость разгазированной нефти по поверхностным пробам 15,6 мм2/с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 1,9 %), смолистая (12,1 %), парафинистая (5,4 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 47 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при ступенчатом разгазировании: сероводорода 2,54 %, азота 16,82 %, метана 24,09 %, этана 19,83 %, пропана 22,38 %, высших углеводородов (пропан + высшие)
35,92 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,183.

В таблицах 1.1-1.3 приведен материал о физико-химических свойствах  нефти и растворенного газа продуктивных пластов.

Таблица 1.1

Свойства пластовой нефти пластов Б2, Т1

Наименование параметра	Численные значения
диапазон значений	принятые значения
Пластовое давление, МПа	7,0-17,1	11,1
Пластовая температура, °С	32-37	34
Давление насыщения газом, МПа	4,4-7,0	5,6
Газосодержание, м3/т	31-44	38,0
Газовый фактор при ступенчатом разгазировании, м3/т	-	34,4
Р1 = 0,206 МПа  Т1 = 15 єС
Р2 = 0,343 МПа  Т2 = 20 єС
Р3 = 0,245 МПа  Т3 = 45 єС

Продолжение таблицы 1.1

Р4 = 0,1013 МПа  Т4 = 30 єС
Р5 = 0,1013 МПа  Т5 = 20 єС
Плотность в условиях пласта, кг/м3	806,0-823,0	817,0
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с	2,94-5,43	4,33
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4	-	7,84*
Плотность нефтяного газа при 20 °С, кг/м3:
– при однократном (стандартном) разгазировании	1,439-1,660	1,583
– при ступенчатом разгазировании	-	1,426
Плотность дегазированной нефти при 20 °С, кг/м3:
– при однократном (стандартном) разгазировании	850,0-863,0	858,0
– при ступенчатом разгазировании	-	855,0

Таблица 1.2

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Журавлёвско-Степановского  месторождения, пластов Б2, Т1 (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование параметра	количество исследованных	диапазон изменения	среднее значение
скв.	проб
Плотность после ступенчатого разгазирования при 20 °С, кг/м3	9	17	-	855,0
Вязкость кинематическая по поверхностным пробам, мм2/с:
при 20 єС	17	59	9,5-23,4	15,6
при 50 єС	3	4	5,75-6,26	6,0
Молярная масса, г/моль	9	17	-	229
Температура застывания, єС	16	47	-6-(-28)	-14
Массовое содержание, %
серы	17	59	1,6-2,8	1,9
смол силикагелевых	15	39	7,8-21,0	12,1
асфальтенов	13	53	0,7-2,5	1,5
парафинов	13	49	3,4-8,6	5,4
воды	17	50	отс.-24,4
механических примесей	3	4	отс-0,01
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	3	4	58-67	61
никель	3	4	6-11	10
Температура плавления парафина, єС	16	49	47-57	50
Температура начала кипения, °С	13	54	38-82	54
Фракционный состав (объёмное содержание выкипающих), %
до 100 °С	16	56	2-12	7
до 150 °С	16	56	11-20	16
до 200 °С	16	56	21-30	26
до 250 °С	16	56	29-40	35
до 300 °С	16	53	30-58	47
Шифр технологической классификации ( по ГОСТ Р 51858-2002)	Класс 3  Тип 2  Группа  Вид

Таблица 1.3 

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра	Пласты Б2, Т1
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти	пластовая нефть
выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Молярная концентрация компонентов, %
– сероводород	2,14	0,12	2,54	0,06	0,67
– двуокись углерода	0,71	0,01	0,80	-	0,20
– азот+редкие	15,34	-	16,82	-	4,14
– метан	21,75	0,09	24,09	0,01	5,94
– этан	17,65	0,50	19,83	0,33	5,13
– пропан	21,39	2,45	22,38	2,72	7,56
– изобутан	3,51	0,54	2,50	0,96	1,34
– н. бутан	9,20	3,17	7,18	4,02	4,80
– изопентан	2,96	1,88	1,21	2,48	2,17
– н. пентан	3,17	2,90	1,58	3,42	2,97
– гексаны	1,57	4,91	0,71	5,09	4,01
– гептаны	0,53	5,08	0,21	5,04	3,85
– октаны	0,08	5,91	0,15	5,73	4,34
– остаток (С9+высшие)	-	72,44	-	70,14	52,88
Молекулярная масса	-	234	34,28	229	181
Молекулярная масса остатка	-	291	-	291	291
Плотность:
– газа, кг/м3	1,583	1,426
– газа относительная   (по воздуху)	1,314	1,183
– нефти, кг/м3	858,0	855,0	817,0

Химический состав и физические свойства пластовых вод