Геологическая часть (стр. 3 )

Таблица 1.2

Принятые значения параметров продуктивных пластов

Пласт	Поднятие	Кп, доли ед.	Кнн, доли ед.	Кпр, мкм2	Кон, доли ед.	Квыт, доли ед.
О-1+О-2+О3	Бариновское	0,12	0,85	0,016	0,3709	0,564
О-1+О-2+ О-3+О-4	Лебяжинское	0,13	0,86	0,021	0,3538	0,589
О-1+О-2	Северо-Парфеновский	0,11	0,81	0,023	0,3482	0,570
О-1	Южно-Парфеновский	0,12	0,85	0,023	0,3482	0,590
О-2	Южно-Парфеновский	0,16	0,80	0,022	0,3509	0,561

1.8 Свойства и состав пластовых флюидов

Бариновское поднятие

Пласт О-1,О-2,О-3

Пластовая нефть относится к особо легким – с плотностью 822,0 кг/м3, с незначительной динамической вязкостью 4,00 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 3,87 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 30,40 м3/т.

По результатам расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 850,0 кг/м3, газосодержание – 24,50 м3/т, объёмный коэффициент – 1,070, динамическая вязкость разгазированной нефти – 15,10 мПа·с.

Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, характеризуется содержанием сероводорода – 3,82%, углекислого газа – 0,78%, высоким содержанием азота+редкие – 15,12%. Содержание гелия в газе 0,043%. Мольное содержание метана – 21,81%, этана – 24,95%, пропана – 22,07%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 33,50%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,171, а теплотворная способность – 59308,0 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 1,87%), смолистая (6,70%), парафинистая (4,79%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 3000С – 45,0%.

Лебяжинское поднятие

Пласт О-1, О-2, О-3, О-4

По данным исследований пластовая нефть относится к особо легким – с плотностью 810,0 кг/м3, с незначительной динамической вязкостью – 3,01 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 5,82 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 46,23 м3/т.

По результатам расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 847,0 кг/м3, газосодержание – 37,70 м3/т, объёмный коэффициент – 1,098, динамическая вязкость разгазированной нефти – 9,28 мПа·с.

Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, характеризуется содержанием сероводорода – 0,90%, углекислого газа 1,06% и азота+редкие 14,15%. Содержание гелия в газе 0,032%. Мольное содержание метана – 29,38%, этана – 24,32%, пропана – 20,42%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 30,19%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,105, а теплотворная способность – 68399,0 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы в нефти 1,75%), смолистая (9,90%), парафиновая (5,21%),. Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 47,0%.

Характеристика химического состава пластовых вод окского надгоризонта следующая: минерализация составляет 273,16 г/дм3, плотность вод в стандартных условиях 1,1780 г/см3 (в пластовых условиях 1,1628-1,1638 г/см3). Вязкость в пластовых условиях равна 1,06-1,09 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 5,31 г/дм3, магния 1,41 г/дм3, сульфатов 1,06 г/дм3, первая соленость 91,9 %-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,92).

Свойства пластовой нефти окских отложений приведены в таблице 1.4 [1].

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти окских отложений приведена в таблице 1.5 [1].

1.9 Геолого-физическая характеристика месторождения

Сводная геолого-физическая характеристика окских продуктивных пластов представлена в табл. 1.6 [1].

Пористость по пластам составляет 11-16%, начальная нефтенасыщенность 80-86%, проницаемость достаточно низкая 0,016-0,023 мкм2.

Таблица 1.4

Свойства пластовой нефти окских отложений

Наименование параметра	Бариновское поднятие	Лебяжинское поднятие	Северо-Парфёновский купол	Южно-Парфёновский купол
Объект О-1, О-2, О-3	Объект О-1, О-2, О-3, О-4	Объект О-1, О-2	Пласт О-1	Пласт О-2
Принятое значение
Пластовое давление, МПа	22,30	22,28	22,04	21,18	21,18
Пластовая температура, 0С	46	46	45	44	44
Давление насыщения газом, МПа	3,87	5,82	6,98	5,98	6,98
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	30,40	46,23	49,68	52,13	49,68
Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т	24,50	37,70	39,40	43,04	39,40
Р1= Мпа  Т1=°С	–	–	–	–	–
Р2= Мпа  Т2=°С	–	–	–	–	–
Р3=  Мпа  Т3=°С	–	–	–	–	–
Р4=  Мпа  Т4=°С	–	–	–	–	–
Плотность в условиях пласта, кг/м3	822,0	810,0	802,0	780,0	802,0
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с	4,00	3,01	2,72	2,73	2,72
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа∙10-4	10,08	10,87	11,17	11,34	11,17
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С
-при однократном (стандартном) разгазировании	1,560	1,500	1,624	1,445	1,624
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1,411	1,332	1,285	1,297	1,285
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С
-при однократном (стандартном) разгазировании	855,0	855,0	849,0	854,4	849,0
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	850,0	847,0	838,0	844,0	838,0

Таблица 1.5

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти  окских отложений

Наименование параметра	Бариновское поднятие	Лебяжинское поднятие	Северо-Парфёновский купол	Южно-Парфёновский купол
Объект О-1, О-2, О-3	Пласт О-1, О-2, О-3, О-4	Объект О-1, О-2*	Пласт  О-1	Пласт  О-2
Плотность при 200С, кг/м3	868,90	856,00	856,80	862,10	856,80
Вязкость, мПа∙с
при 20 0С	15,10	9,28	11,39	8,12	11,39
при 50 0С
Молярная масса, г/моль	209,00	215,00	207,00	208,40	207,00
Температура застывания, °С	-5	-15	-13	-35	-13
Массовое содержание, %
серы	1,87	1,75	1,74	1,56	1,74
смол силикагелевых	6,70	9,90	6,88	2,95	6,88
асфальтенов	3,22	3,17	2,18	2,70	2,18
парафинов	4,79	5,21	4,50	5,19	4,50
воды	19,93	0,35	–	6,60	0,38
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	14,20	11,00
никель
Температура плавления парафина, 0С	62	58	63	63	63
Температура начала кипения, 0С	67	55	61	51	61
Фракционный состав, %
до 100 0С	5,0	8,0	7,0	10,0	7,0
до 150 0С	15,0	18,0	17,0	15,0	17,0
до 200 0С	25,0	28,0	28,0	23,0	28,0
до 250 0С	35,0	38,0	38,0	32,0	38,0
до 300 0С	44,0	47,0	48,0	43,0	49,0
Шифр технологической классификации	II Т1 П2	II Т1 П2	II Т1 П2	II Т2 П2	II Т1 П2

Таблица 1.6