Геологическая часть (стр. 4 )

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра	Пласт А0′, Южно-Неприковское с Ново-Страховским, Гребенное поднятия
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	пластовая нефть
выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Молярная концентрация компонентов, %
–сероводород	0,30	─	0,32	0,01	0,09
–двуокись углерода	0,17	–	0,20	–	0,05
–азот+редкие	11,31	–	13,12	–	3,27
в т. ч. гелий	0,030	–	0,036	–	–
–метан	21,86	0,12	25,45	0,02	6,36
–этан	17,84	0,67	21,09	0,59	5,70
–пропан	24,89	3,17	24,87	4,53	9,60
–изобутан	4,31	1,28	3,35	1,79	2,18
–н. бутан	9,49	4,42	7,25	5,52	5,95
–изопентан	3,27	3,15	1,56	3,77	3,22
–н. пентан	3,06	3,94	1,58	4,39	3,69
–гексаны	2,65	8,31	0,91	8,48	6,59
–гептаны	0,85	7,15	0,30	6,93	5,26
–остаток (С8+ высшие)	–	67,79	–	63,97	48,04
Молекулярная масса	–	183	34,80	177	140
Плотность:
–газа, кг/м3	1,648	1,448
–газа относительная (по воздуху)	1,368	1,202
–нефти, кг/м3	829,0	822,0	785,0

Продолжение таблицы 1.3

Наименование параметра	Пласт А0, Южно-Неприковское с Ново-Страховским участком, Гребенное поднятия
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	пластовая нефть
выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Молярная концентрация компонентов, %
–сероводород	0,11	0,01	0,10	0,01	0,03
–двуокись углерода	0,14	–	0,15	–	0,04
–азот+редкие	12,45	–	14,28	–	3,67
в т. ч. гелий	0,029	–	0,034	–	–
–метан	21,38	0,10	24,87	0,03	6,41
–этан	22,64	0,72	25,36	0,93	7,21
–пропан	25,19	3,23	23,20	5,23	9,85
–изобутан	3,69	1,20	2,65	1,72	1,96
–н. бутан	8,35	4,34	5,93	5,47	5,59
–изопентан	2,33	3,30	1,26	3,66	3,04
–н. пентан	2,00	3,95	1,24	4,15	3,40
–гексаны	1,37	8,20	0,72	8,04	6,16
–гептаны	0,35	7,01	0,24	6,69	5,02
–остаток (С8+ высшие)	–	67,94	–	64,07	47,62
Молекулярная масса	–	192	33,61	185	145
Плотность:
–газа, кг/м3	1,548	1,398
–газа относительная (по воздуху)	1,285	1,160
–нефти, кг/м3	828,0	821,0	787,0

1.7 Коллекторские свойства

Пласт Ао' представлен известняками неравномерно пористыми и плотными, в кровельной части глинистыми.

Микроструктура известняков органогенно-обломочная, органогенно-детритовая, комковато-сгустковая, микро - и мелкокристаллическая. Органогенные обломки часто перекристаллизованы и доломитизированы.

Цемент контактовый, поровый, крустификационный, участками базальный, по минеральному составу кальцитовый и доломитовый.

Поры межформенные и межкристаллические размером 0,01-0,5 мм, Каверны выщелачивания 1-1,5 мм, реже 10 мм.

Плотные разности известняков сложены мелко - и микрокристаллическим кальцитом с тонкорассеянным глинистым материалом.

Трещиноватость пород слабая. Трещины и стилолиты заполнены темно-коричневым битумом и минеральным веществом.

Пласт Ао сложен известняками неравномерно перекристаллизованными, доломитизированными и сульфатизированными, кавернозно-пористыми, трещиноватыми, стилолитизированными.

Микроструктура пород органогенная, органогенно-обломочная, оолитовая, реже микрокристаллическая и комковато-сгустковая.

Цемент контактный, крустификационный, пойкилитовый, реже базальный, по минеральному составу кальцитовый, доломитовый, ангидритовый, с редкими образованиями вторичного кварца.

Поры межзерновые неправильной формы, размером 0,04-0,2 мм, реже 0,45-0,5 мм. Микропоры размером менее 0,01 мм, межкристаллические, развиты неравномерно. Вторичные поры выщелачивания и каверны имеют неправильную и щелевидную форму и размеры 0,5-1,8 мм.

В уплотненных разностях известняков увеличивается количество микрокристаллического цемента и глинисто-карбонатного материала с пиритом, присутствуют доломитизация, трещиноватость и стилолитизация.

Геолого-физическая характеристика приведена в таблице 1.4.

Таблица 1.4

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры	А0'	А0
Южно- Неприк. поднятие	Ново- Страховский	Южно- Неприк. поднятие	Ново-Страховский
Категория	В	С1	В	С1
Средняя глубина залегания пласта, м	1568	1571
Тип залежи	пластовая	пластовая
Тип коллектора	карбон	карбон
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	4360	732	5008	980
Средняя общая толщина, м	30.74	31.04	23.59	23.33
Средняя газонасыщенная толщина, м
Средняя эффект. нефтенасыщенная толщина, м	9.66	8.56	10.41	7.18
Средняя эффект. водонасыщенная толщина, м	6.33	6.71	8.81	6.96
Коэффициент пористости, доли ед.	0.208	0.217	0.216	0.201
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.	0.874	0.875	0.876	0.874
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.	0.82	0.805	0.789	0.771
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0.849	0.848	0.859	0.852
Проницаемость, 10-3 мкм2	0.178	0.223	0.207	0.146
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0.4	0.32	0.2	0.34
Расчлененность	4.6	3.65	4.77	3.95
Начальная пластовая температура, °С	38	38	38	38
Начальное пластовое давление, МПа	17.1	17.1	15.2	15.2
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с	2.14	2.14	2.1	2.1
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3	0.785	0.785	0.787	0.787
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0.822	0.821
Абсолютная отметка ГНК, м
Абсолютная отметка ВНК, м	-1475	-1509
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1.115	1.109
Содержание серы в нефти, %.	1.24	1.01
Содержание парафина в нефти, %.	5.69	6.38
Давление насыщения нефти газом, МПа	6.19	5.89
Газовый фактор, м3 /т	45.1	44.9
Содержание сероводорода, %	0.32	0.1
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа с	1.17	1.17	1.17	1.17
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1.17	1.17	1.17	1.17
Сжимаемость, 1/МПа·10-4
нефти	8.8	8.7
воды	4.3	4.3	4.3	4.3
породы	4.744	4.83	4.84	4.997
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0.644	0.65

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Объемный метод подсчета запасов нефти широко распространен и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.