Геологическая часть (стр. 4 )

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Т1 Емельяновской залежи (скважины №№ 000, 1206)

Наименование параметра	Количество исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
скважин	проб
Вязкость, мПа*с
при 20 оС	2	10	3,03-14,4	4,34
при 50 оС	-	-	-	не опр.
Молярная масса, г/моль	1	1	228,0	228,0
Температура застывания, оС	2	10	-21-9	-14
Массовое содержание, %
серы	2	10	2,28-2,72	2,54
смол силикагелевых	2	7	9,3-16,87	13,0
асфальтенов	2	10	2,83-4,38	3,69
парафинов	2	10	5,0-6,33	5,67
воды	-	-	-	не опр.
механических примесей	-	-	-	не опр.
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	-	-	-	не опр.
никель	-	-	-	не опр.
Температура плавления парафина, оС	-	-	-	не опр.
Температура начала кипения, оС	2	10	52-74	61
Фракционный состав, %

Продолжение таблицы 1.4

до 100 оС	2	10	3-7	5,3
до 150 оС	2	10	12-15	13,4
до 200 оС	2	10	20-26	22,0
до 250 оС	2	10	30-34	31,5
до 300 оС	2	10	38-42	40,3
Классификация нефти	3.2.3.1 ГОСТ Р51858-2002

1.7 Коллекторские свойства пласта

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.

Продуктивный пласт Т1 стратиграфически приурочен к кровельной части турнейского яруса. По имеющемуся керну пласт сложен известняками с подчиненными прослоями доломитов. Известняки серые, буровато-серые и темно-серые, мелкокристаллические, органогенно-обломочные, в различной степени пористые и пропитанные окисленной нефтью. По порам отмечаются выпоты окисленной нефти, в свежем сколе – резкий запах нефтяного газа. Доломиты темно-серые, мелкокристаллические, участками кавернозные, по кавернам отмечается окисленная нефть.

Литологически известняки чаще всего чистые с незначительным количеством нерастворимого остатка. Коллекторы, выделяемые в разрезе скважин, характеризуются как поровые, сравнительно высокой пористости и проницаемости. Пористые разности, как правило, чередуются с уплотненными и плотными прослоями различной толщины, образуя резервуары сложного строения.

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	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 газонасыщенная толщина, м	−	−
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2,8	14,4
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	-	-
Коэффициент пористости, доли ед.	0,12	0,12
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.	-	-
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.	0,78	0,86
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, приведенное к абсолютной отметке ВНК, 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 ГНК, м	−	−
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**
Сжимаемость, 1/МПа*10-4
Нефти	7,3*	7,3
Воды	2,8*	2,8
Породы	1,8*	1,8
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,656	0,626
Коэффициент продуктивности, м3/сут*МПа	0,04	6,34

Примечание: *  -  принято по аналогии;

  **- принято по расчету

Таблица 1.6

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пласта Т1 Агаровского купола

Метод определения	Наименование	Проницае-мость, мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасы-щенность, доли ед.	Насыщен. связанной водой, доли ед.
Лабораторные исследования керна	Количество скважин, шт.	-	-	-	-
Количество определений, шт.	-	-	-	-
Среднее значение	-	-	-	-
Коэффициент вариации, доли ед.	-	-	-	-
Интервал изменения	-	-	-	-
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт.	1	1	1	1
Количество определений, шт.	5	4	4	4
Среднее значение	0,0981	0,11	0,766	0,22
Средневзвешенное значение	-	0,120	0,782	0,22
Коэффициент вариации, доли ед.	1,598	0,165	0,057	-
Интервал изменения	0,0005-0,468	0,072-0,162	0,723-0,919	-
Гидродинамические исследования скважин	Количество скважин, шт.	1
Количество определений, шт.	2
Среднее значение	0,067
Коэффициент вариации, доли ед.	0,951
Интервал изменения	0,022-0,112
Принятые при проектировании значения параметров	0,067	0,12	0,78	0,22

Таблица 1.7