Геологическая часть (стр. 6 )

Пласт	Участок, район скв.	Проницаемость по керну из нефтенасыщенной части параллельно напластованию	Проницаемость по промысловым данным среднее число скв – кол-во определ.	Значение, рассчи-танное по корреля-ционой зави- симости	Принятые значения, мкм2
Кол-во скв. опред.	сред-няя, мкм2	по коэф- фици-енту продук- тивности	по КВД
177	1-1
Дк-2	5 20	0,3136	-	-	0,089	0,089
Дк-4	-	-	-	0,172 1-1	0,049	0,049
ДI-1	1 3	0,0520	-	0,0088 1-2	0,028	0,028
ДI-2	район скв.177	-	-	-	0,0012 1-1	0,042	0,042
ДII	-	-	-	0,034 1-1	-	0,034
ДIII	район скв. 6	1 7	0,0361	-	0,045 1-2	0,086	0,086
район скв. 8	1 3	0,0772	-	0,019 1-1	0,047	0,047
район скв. 185	3 26	0,033	-	-	0,062	0,062
ДV-1	основная	4 8	0,0153	0,010 2-2	0,0167 11-26	0,016	0,016
район скв. 32	-	-	-	-	0,005	0,005
ДVI-2	район скв. 7	-	-	-	-	0,005	0,005

1.7 Свойства пластовых флюидов

Пласты Дк-1, Дк-2

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 781,9 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 9,96 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 88,3 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,15 мПа⋅с [1].

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 847,0 кг/м3, газовый фактор 75,0 м3/т, объёмный коэффициент 1,176, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностным пробам 6,98 мПа⋅с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,42 %), смолистая (5,60 %), парафинистая (2,25 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 3000С – 50 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 6,64 %, метана 52,46 %, этана 17,23 %, пропана 14,09 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 22,68 %, гелия 0,042 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,949.

Пласт Дк-1 район скв. 177

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 781,9 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 9,96 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 88,3 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,15 мПа⋅с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 847,0 кг/м3, газовый фактор 75,0 м3/т, объёмный коэффициент 1,176, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностным пробам 5,80 мПа⋅с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,48 %), малосмолистая (3,85 %), малопарафинистая (0,92 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 3000С – 51 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 6,64 %, метана 52,46 %, этана 17,23 %, пропана 14,09 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 22,68 %, гелия 0,042 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,949.

Таблица 1.2

Свойства пластовой нефти пласта Дк-1

Пласты Дк-1 (основная залежь, район скв. 177)
Наименование параметра	Численные значения
диапазон значений	принятые значения
Пластовое давление, МПа	35,0 - 35,6	35,3
Пластовая температура, °С	68	68
Давление насыщения газом, МПа	9,24 - 10,67	9,96
Газосодержание, м3/т	80,7 - 95,9	88,3
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	75,0
Р1 = 0,30 МПа  Т1= 7 °С
Р2 = 0,25 МПа  Т2= 15 °С
Р3 = 0,1013 МПа  Т3= 25 °С
Р4 = 0,1013 МПа  Т4= 20 °С
Плотность в условиях пласта, кг/м3	772,0 - 791,8	781,9
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с	0,80 - 1,50	1,15
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4	12,0 - 13,6	12,8
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20 °С:
–при однократном (стандартном) разгазировании	1,335 - 1,382	1,359
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	1,143
Плотность дегазированной нефти, кг/ м3, при 20 °С:
–при однократном (стандартном) разгазировании	858,3 - 859,8	859,1
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	847,0

Таблица 1.3

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Дк-1 (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Пласты Дк-1 (основная залежь), Дк-2
Наименование параметра	количество исследованных	диапазон изменения	среднее значение
скв.	проб
Плотность после дифференциального разгазирования при 20 °С, кг/м3	2	2	-	847,0
Вязкость динамическая по поверхностным пробам, мПа∙с
при 20 єС	9	63	5,08 - 12,87	6,98
при 50 єС	2	2	3,17 - 3,21	3,19
* Молярная масса, г/моль	2	2	-	205
Температура застывания, єС	6	12	-7 – (-35)	-16
Массовое содержание, %
серы	9	63	0,51 – 2,56	1,42
смол силикагелевых	9	62	0,92 - 17,92	5,60
асфальтенов	9	62	0,32 - 5,92	2,68
парафинов	9	62	0,21 - 11,32	2,25
воды	9	62	отс. – 25,00	1,87
механических примесей	9	55	отс. – 0,0970	0,0100
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	4	4	15,0 – 43,0	24,5
никель	4	4	6,0 - 11,0	7,8
Температура плавления парафина, єС	6	17	41 - 61	50
Температура начала кипения, °С	9	63	29 - 80	45
Фракционный состав (объёмное содержание выкипающих), %
до 100 °С	9	63	4 - 14	8
до 150 °С	9	63	12 - 25	18
до 200 °С	9	63	21 - 36	29
до 250 °С	9	63	32 - 48	39
до 300 °С	9	63	46 - 58	50
Шифр технологической классификации ( по ГОСТ Р 51858-2002)	Класс 2  Тип 1  Группа  Вид 1

* значение Молярной массы приведено после дифференциального разгазирования