Геологическая часть (стр. 3 )

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 2,95%, азота 18,49%, метана 20,74%, этана 20,95%, пропана 22,76%, высших углеводородов (пропан+высшие) 34,77%, гелия 0,022%. Относительная плотность газа по воздуху 1,188.

Свойства и состав нефти, газа и вод пластов Б2 и В1 приведены в таблицах 1.2 – 1.4.

Пластовые воды песчаников пласта Б2 бобриковского горизонта на Якушкинском месторождении характеризуются незначительной водообильностью. Общая минерализация вод составляет 645-745 мг. экв/100г (или 240,8-247,5 г/л).Величина первой солености S1=80-83, средний коэффициент метаморфизации равен 2,91, коэффициент сульфатности колеблется в пределах 0,50-0,68.Удельный вес пластовой воды бобриковского горизонта в среднем равен 1,160-1,163 г/см3.Содержание брома 320 мг/л, а по соотношению других компонентов практически ничем не отличаются от вод пластов А3 и А4.Газосодержание в водах пласта Б2 не определялось и принято по аналогии с Радаевским месторождением, где оно в скв. 19 составило 0,142 м3/т.

Пластовые воды карбонатного пласта В1 турнейского яруса охарактеризованы по результатам анализа двух наиболее представительных  проб. Общая минерализация воды составляет 684,7 мг. экв/100г (223-230 г/л), удельный вес равен 1,1617. Первая соленость вод равна 82,8%.Коэффициент метаморфизации составляет 2,85, коэффициент сульфатности – 0,64. Воды турнейского яруса содержат до 335 мг/л брома и 7,0 мг/л йода.

От вод пласта Б2 воды пласта В1 отличаются пониженным содержанием ионов кальция (7,8-9,0 г/л), более высокой величиной первой солености и невысокой минерализацией.

Таблица 1.2

Свойства пластовых нефти, газа и воды

Наименование	Пласт Б2
Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
скв.	проб
1	2	3	4	5
а) Нефть
Давление насыщения газом, МПа	1	2	5.24-5.25	5.24
Газосодержание, м3/т	1	2	23.0-23.2	23.1
Газовый фактор при дифф. разгазировании, м3/т	1	2	-	21.1
Плотность, г/см3	1	2	0.8770-0.8790	0.8780
Вязкость, мПа*с	1	2	20.00-22.45	21.22
Объемный коэф. при дифф. разгазировании в раб. условиях	1	2	-	1.041
Температура насыщения парафином, °С	-	-	-	-
Пластовая температура, °С	1	2	26	26
б) Пластовая вода
Газосодержание, м3/т	1	1	0.142	0.142
в. т.ч. сероводорода, м3/т	н/опр	-	-	-
Объемный коэффициент	2	2	1.003	1.003
Вязкость, мПа*с	2	2	1.44	1.44
Общая минерализация, г/л	4	7	240.80-247.47	243.52
Плотность, г/см3	4	7	1.160-1.163	1.162

Продолжение таблицы 1.2

Пласт В1
1	2	3	4	5
а) Нефть
Давление насыщения газом, МПа	2	2	3.32-4.00	3.66
Газосодержание, м3/т	2	2	17.6-20.0	18.8
Газовый фактор при дифф. разгазировании, м3/т	2	2	-	16.9
Плотность, г/см3	2	2	0.8760-0.8770	0.8765
Вязкость, мПа*с	2	2	18.6-24.2	21.4
Объемный коэф. при дифф. разгазировании в раб. условиях	2	2	-	1.040
Температура насыщения парафином, °С	-	-	-	-
Пластовая температура, °С	1	1	27	27
в) Пластовая вода
Газосодержание, м3/т	н/опр	-	-	-
в. т.ч. сероводорода, м3/т	н/опр	-	-	-
Объемный коэффициент	2	2	1.003	1.003
Вязкость, мПа*с	2	2	1.40	1.40
Общая минерализация, г/л	2	2	223.0-230.0	226.5
Плотность, г/см3	2	2	1.150-1.162	1.156

Таблица 1.3

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)

Наименование	Пласт Б2
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
выделив-шийся газ	нефть	выделив-шийся газ	нефть
Сероводород	1.60	-	1.58	0.04	0.33
Углекислый газ	2.40	-	2.64	0.01	0.50
Азот+редкие	23.00	-	25.23	-	4.70
в т. ч. гелий	-	-	-	-	-
Метан	22.30	-	25.20	0.01	4.70
Этан	17.20	-	17.74	0.35	3.59
Пропан	20.50	1.44	17.77	2.57	5.40
Изобутан	2.20	0.78	1.93	0.86	1.06
Н. бутан	6.60	0.30	5.20	3.33	3.68
Изопентан	4.20	-	-	-	-
Н. пентан	-	6.04	2.64	6.38	5.68
Гексаны	-	-	-	-	-
Гептаны	-	-	-	-	-
Октаны	-	-	0.07	-	-
Остаток (С9+высшие)	-	91.44	-	86.45	70.36
Молекулярная масса	-	273	-	261	218
Молекулярная масса остатка	-	292	-	292	292
Плотность:
газа, кг/м3	1.445	-	1.336	-	-
газа относительная (по воздуху)	1.199	-	1.109	-	-
нефти, г/см3	-	0.8955	-	0.8893	0.8780

Продолжение таблицы 1.3

Наименование	Пласт В1
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
выделив-шийся газ	нефть	выделив-шийся газ	нефть
Сероводород	2.52	0.10	2.95	0.09	0.50
Углекислый газ	1.93	-	2.10	0.01	0.31
Азот+редкие	16.81	-	18.49	-	2.67
в т. ч. гелий	0.02	-	0.022	-	-
Метан	17.99	0.11	20.74	0.01	3.00
Этан	18.06	0.64	20.95	0.44	3.40
Пропан	24.19	2.77	22.76	3.44	6.23
Изобутан	3.24	0.76	2.18	0.99	1.16
Н. бутан	8.32	3.74	6.45	4.20	4.52
Изопентан	2.77	2.48	1.26	2.78	2.56
Н. пентан	1.91	2.58	1.14	2.73	2.50
Гексаны	1.74	5.56	0.73	5.69	4.97
Гептаны	0.52	4.86	0.19	4.82	4.15
Октаны	-	-	0.06	-	-
Остаток (С9+высшие)	-	76.40	-	74.80	64.03
Молекулярная масса	-	244	-	240	210
Молекулярная масса остатка	-	296	-	296	296
Плотность:
газа, кг/м3	1.583	-	1.432	-	-
газа относительная (по воздуху)	1.314	-	1.188	-	-
нефти, г/см3	-	0.8930	-	0.8904	0.8765

Таблица 1.4