Геологическая часть (стр. 3 )

В пластовых условиях плотность составляет 857,5 кг/м3, вязкость нефти - около 7,5 мПа•с, давление насыщения газом – 4,5 МПа, газосодержание – 25,47 м3/т.

При однократном разгазировании в стандартных условиях плотность нефти равна 872,9 кг/м3, объемный коэффициент - 1,052 доли ед.

По результатам пересчета параметров нефти для условий дифференциально-ступенчатого разгазирования плотность равна 877,0 кг/м3, газовый фактор - 21,6 м3/т, объемный коэффициент 1,0352 доли ед.

Относительная плотность газа, растворенного в нефти по воздуху равна 1,281 доли ед. Газ содержит метан (22,98 % мольн.), этан (18,08 % мольн.), пропан (18,69 % мольн.), бутаны (13,56 % мольн.). Количество сероводорода в газе составляет 1,82 % мольн., углекислого газа –1,77 % мольн., азота – 15,22 % мольн.

Результаты исследований нефти и растворенного в нефти газа по залежам месторождения приведены в таблицах 1.2-1.3.

Физико-химические свойства и состав пластовых вод турнейского яруса Агаровского месторождения изучены по результатам лабораторного исследования проб воды, отобранных в восьми скважинах. Воды турнейского яруса относятся к хлор-кальциевому типу (по ) с минерализацией 228,76-295,66 г/л. Плотность вод в пределах залежей изменяется от 1180 кг/м3 до 1187 кг/м3, ее среднее значение на Агаровском куполе составляет 1186 кг/м3, на Емельяновском – 1181 кг/м3. Воды содержат йод, бор, бром. Газосодержание пластовых вод, в том числе сероводорода, объемный коэффициент не определялись. Результаты исследований пластовых вод приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.2

Свойства пластовой нефти пласта Т1

Наименование параметра	Т1 Агаровской залежи	Т1 Емельяновской залежи
Пластовое давление, МПа	21,8	20,19
Пластовая температура, оС	34*	34
Давление насыщения, МПа	4,5*	4,5
Газосодержание, м3/т	25,47*	25,47
Объемный коэффициент, доли ед.:	-
- при однократном разгазировании	1,052*	1,052
- при дифференциальном разгазировании	1,0352*	1,0352*
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	21,6*	21,6
Плотность в условиях пласта, кг/м3	857,5*	857,5
Вязкость в условиях пласта, мПа*с	7,49*	7,49
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа-10-4	0,073*	0,073
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 оС:
- при однократном (стандартном) разгазировании	1,281*	1,281
- при дифференциальном разгазировании	Не опр.	Не опр.
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 оС:
- при однократном (стандартном) разгазировании	877,0*	877,0*
- при дифференциальном разгазировании	Не опр.	Не опр.

* - по аналогии с Емельяновсой залежью нефти

Таблица 1.3

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Т1

Наименование параметра	Т1 Агаровской залежи	Т1 Емельяновской залежи
Вязкость, мПа*с
при 20 оС	4,2	4,34
при 50 оС	не опр.	не опр.
Молярная масса, г/моль	228	228
Температура застывания, оС	-15	-14
Массовое содержание, %
серы	2,64	2,54
смол силикагелевых	17,31	13
асфальтенов	3,76	3,69
парафинов	4,72	5,67
воды	не опр.	не опр.
механических примесей	не опр.	не опр.
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	не опр.	не опр.
никель	не опр.	не опр.
Температура плавления парафина, оС	не опр.	не опр.
Температура начала кипения, оС	63	61
Фракционный состав, %
до 100 оС	4,5	5,3
до 150 оС	12,5	13,4
до 200 оС	21,5	22
до 250 оС	27,7	31,5
до 300 оС	36,2	40,3
Классификация нефти	3.2.3.1 ГОСТ Р51858-2002	3.2.3.1 ГОСТ Р51858-2002

Таблица 1.4

Свойства и состав пластовых вод пласта Т1 Агаровского месторождения

Наименование параметра	Агаровское поднятие	Емельяновское поднятие
Диапазон изменения	Среднее значение	Диапазон изменения	Среднее значение
Газосодержание, м3/м3	-	-	-	-
Плотность воды, кг/м3
- в стандартных условиях	1185,0-1187,0	1186	1173,0-1189,0	1181
- в условиях пласта
Вязкость в условиях пласта, мПа*с	1,23**	1,23**	1,23**	1,23**
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа*10-4	не опр.	Не опр.	Не опр.	Не опр.
Объемный коэффициент, доли ед.	-	-	-	-
Химический состав вод, (г/л)
K++Na+	84,76-109,22	97,4	83,79-110,80	467,95
Ca2+	2,08-4,6	3,5	2,6-9,2	3,85
Mg2+	0,85-1,46	1,15	0,85-4,33	1,39
Cl-	138,01-173,75	158,2	136,17-178,41	165,70
HCO3-	0,09-0,12	0,113	0,07-0,22	0,13
SO42-	1,54-2,7	1,97	0,96-2,26	1,83
NH4+	не опр.	Не опр.	Не опр.	Не опр.
Микрокомпоненты, мг/л
Br-	112-160	136	не опр.	не опр.
J-	2-3	2,5	не опр.	не опр.
B+3	43-70	56,5	не опр.	не опр.
Li+	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.
Sr+2	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.
Rb+	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.
Cs+	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.
Общая минерализация, г/л	228,76-289,45	264,8	262,39-295,66	276,42
Водородный показатель, рН	не опр.	не опр.	6,0-7,5	6,98
Жесткость общая, (мг-экв/л)	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.
Химический тип воды (по )	хлоркальциевый	хлоркальциевый
Количество исследованных проб (скважин)	3 (3)	29 (4)

** - принято по расчету

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

На Агаровском месторождении установлен один продуктивный пласт в отложениях турнейского яруса нижнего карбона (Т1), с которыми связаны две залежи, контролируемые собственно Агаровским и Емельяновским поднятиями. Подробное описание строения залежей нефти, характеристика толщин и статистические показатели неоднородности продуктивных пластов приведены в разделе 1.5. Общие геолого-геофизические характеристики пласта Т1 турнейского яруса по залежам Агаровского месторождения приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5

Геолого-физические характеристики продуктивного пласта Т1 Агаровского месторождения

Параметры	Агаровская залежь	Емельяновская залежь
Средняя глубина залегания кровли, м	2005	1994
Тип залежи	массивный	массивный
Тип коллектора	карбонатный, поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2,  кат. С1	1324	2696
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м	2,46	8,0
Средняя общая толщина, м	3,1	19,8
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2,8	14,4
Коэффициент пористости, доли ед.	0,12	0,12
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,78	0,86
Проницаемость, 10-3 мкм2	67,0	25,0
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,921	0,730
Расчлененность	2,5	8,3
Начальная пластовая температура, оС	34	34
Начальное пластовое давление, МПа	21,8	20,19
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	7,49	7,49
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,8575	0,8575
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,877	0,877
Абсолютная отметка ВНК, м	-1810,7	-1808,6
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,0352	1,0352
Содержание серы в нефти, %	2,64	2,54
Содержание парафина в нефти, %	4,72	5,67
Давление насыщения нефти газом, МПа	4,5	4,5
Газовый фактор, м3/т	21,6	21,6
Содержание сероводорода, %	0,04	0,04
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,186	1,181
Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс	1,23	1,23

1.9 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.