Партнерка на США и Канаду по недвижимости, выплаты в крипто
- 30% recurring commission
- Выплаты в USDT
- Вывод каждую неделю
- Комиссия до 5 лет за каждого referral
Химический состав и физические свойства пластовых вод
Параметры | Бобриковский горизонт, пласт Б2 | Турнейский ярус, пласт В1 | ||
Диапазон изменения | Среднее значение | Диапазон изменения | Среднее значение | |
Газосодержание м3/м3 | - | - | - | - |
Плотность воды, кг/м3 | ||||
в стандартных условиях | 1,175-1,177 | 1,176 | 1,173-1,179 | 1,175 |
в условиях пласта | - | - | - | - |
Вязкость в условиях пласта, мПа·с | - | - | - | - |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4 | - | - | - | - |
Объемный коэффициент, доли ед. | - | - | - | - |
Химический состав вод, г/л | ||||
Na+ + К+ | 94,260-101,040 | 98,196 | 92,160-97430 | 94,836 |
Са+2 | 3,20-4,40 | 3,595 | 6,977-8,400 | 8,000 |
M0g+2 | 0,840-1,500 | 1,080 | 1,780-2,400 | 1,840 |
С1- | 154,25-166,6 | 161,165 | 158,8-169,2 | 163,585 |
НСО3- | 0,120-0,204 | 0,190 | 0,173-0,410 | 0,291 |
SO4-2 | 1,710-2,390 | 2,070 | 1,013-1,128 | 1,070 |
Общая минерализация, г/л | 253,0-275,0 | 260,0 | 264,9-275,8 | 270,4 |
Водородный показатель, рН | - | - | - | - |
Жесткость общая, мг-экв/л | - | - | - | - |
Химический тип воды, преимущественный (по ) | Хлоркальциевый | - | Хлоркальциевый | - |
Количество исследованных проб (скважин) | - | - | - | - |
1.6 Геолого-физическая характеристика месторождения
Сводная геолого-физическая характеристика бобриковско-турнейскихпродуктивных пластов представлена в табл. 1.7.
Таблица 1.7
Геолого-физическая характеристика бобриковско-турнейских продуктивных пластов Берёзовскогоместорождения
Показатели | Пласт Б2 | по бобри-ковскому объекту | Пласт В1 | по турней-скому объекту | ||||||
Западный купол (р-н скв.57) | Северный купол (р-н скв.62) | Южный купол (р-н скв.64) | Восточный купол (р-н скв.63) | Западный купол (р-н скв.57) | Северный купол (р-н скв.62) | Южный купол (р-н скв.64) | Восточный купол (р-н скв.63) | |||
Средняя глубина залегания (абс. отметка), м | 1924 (-1744) | 1915 (-1749) | 1970 (-1752) | 1911 (-1755) | 1931 (-1749) | 1941 (-1761) | 1932 (-1770) | 1985 (-1766) | 1928 (-1775) | 1947 (-1767) |
Тип залежи | пластово-сводовый | массивный | ||||||||
Тип коллектора | терригенный | карбонатный | ||||||||
Площадь нефтеносности, тыс. м2 | 4075 | 388 | 2471 | 1429 | 8363 | 4811 | 658 | 2434 | 2269 | 10172 |
Средняя общая толщина, м | 5,6 | 2,4 | 4,4 | 3,4 | 4,7 | 18,1 | 19,5 | 18,0 | 20,3 | 18,7 |
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м | 3,5 | 1,6 | 2,8 | 2,2 | 3,0 | 7,1 | 4,4 | 5,5 | 6,0 | 6,3 |
Средняя эффект. водонасыщенная толщина, м | 0,6 | 0,8 | - | - | 0,7 | 5,8 | 5,9 | 4,7 | 7,04 | 5,6 |
Коэффициент пористости, доли ед. | 0,19 | 0,18 | 0,17 | 0,17 | 0,18 | 0,12 | 0,10 | 0,11 | 0,12 | 0,12 |
Коэффициент нефтенасыщенности, доли ед. | 0,85 | 0,80 | 0,86 | 0,84 | 0,85 | 0,91 | 0,80 | 0,90 | 0,86 | 0,89 |
Проницаемость, 10-3 мкм2 | 0,638 | 0,441 | 0,299 | 0,299 | 0,496 | 0,061 | 0,059 | 0,07 | 0,158 | 0,083 |
Коэффициент эфф. толщины (песчанистости), доли ед. | 0,75 | 0,9 | 0,78 | 0,79 | 0,77 | 0,75 | 0,67 | 0,65 | 0,70 | 0,72 |
Расчлененность | 2,3 | 1,5 | 2,1 | 2,3 | 2,2 | 6,3 | 6,0 | 6,0 | 5,8 | 6,1 |
Начальная пластовая температура, 0C | 35 | 35 | 35 | 35 | 35 | 36 | 36 | 36 | 36 | 36 |
Начальное пластовое давление, МПа | 18,35 | 18,35 | 19,8 | 18,35 | 18,75 | 19,1 | 19,4 | 20 | 19,2 | 19,3 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с | 7,02 | 7,02 | 8,98 | 13,72 | 8,41 | 6,63 | 7,43 | 6,96 | 11,36 | 7,74 |
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 | 847,9 | 847,9 | 852,1 | 863,3 | 851,0 | 844,1 | 844,3 | 846,3 | 867,2 | 849,5 |
Плотность нефти в поверхностных условиях | ||||||||||
(дифференциальноеразгазирование), кг/м3 | 870,3 | 870,3 | 877,0 | 886,6 | 874,2 | 866,1 | 868,6 | 868,4 | 884,6 | 870,6 |
Абсолютная отметка ВНК, м | -1753,0 | -1751,0 | -1761,3 | -1762,0 | -1770,0 | -1774,0 | -1774,0 | -1782,0 | ||
Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1,057 | 1,057 | 1,051 | 1,049 | 1,054 | 1,062 | 1,065 | 1,058 | 1,046 | 1,058 |
Содержание серы в нефти, % | 2,7 | 2,83 | 2,77 | 4,34 | 2,93 | 2,93 | 2,85 | 2,9 | 3,24 | 2,99 |
Содержание парафина в нефти, % | 6,76 | 5,5 | 7,56 | 6,03 | 6,86 | 7,03 | 6,86 | 6,24 | 6,01 | 6,64 |
Давление насыщения нефти газом, МПа | 4,11 | 4,11 | 3,51 | 4,67 | 4,01 | 4,47 | 4,83 | 4,04 | 4,45 | 4,39 |
Газосодержание, м3/т | 21,3 | 21,3 | 15,3 | 15,3 | 19,0 | 25,2 | 25,1 | 22,2 | 18,3 | 23,2 |
Содержание сероводорода, % | 5,2 | - | - | - | - | 0,16 | - | - | - | - |
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с | 1,25 | 1,25 | 1,5 | 1,25 | 1,29 | 1,2 | 1,18 | 1,2 | 1,2 | 1,2 |
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3 | 1,17 | 1,17 | 1,197 | 1,17 | 1,177 | 1,158 | 1,148 | 1,158 | 1,158 | 1,158 |
Сжимаемость нефти, 1/МПа х 10-4 | нет данных | нет данных | ||||||||
воды, 1/МПа х 10-4 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
породы, 1/МПа х 10-4 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
Коэффициент вытеснения, доли ед. | 0,74 | 0,71 | 0,66 | 0,63 | 0,717 | 0,70 | 0,66 | 0,70 | 0,74 | 0,700 |
1.7 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом
Расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых и остаточных) производится на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 |
