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
Пласт В1 вскрыт 74 скважинами. Залегает на глубине 1640 м. Литологически он сложен массивными, реже слоистыми известняками тонко- кристаллически-зернистыми с большим количеством остатков фауны и пустот, заполненных кальцитом пелитоморфно-сгусткового типа. В юго-восточной части площади залежи в известняках отмечается повышенная доломитизация вплоть до перехода в прослои доломитов. Для пласта в целом характерна трещиноватость. Трещины преимущественно вертикальные, выполненные кальцитом, реже ангидритом. Открытые трещины встречаются редко. Обычно они выполнены примазками глин или битума.
В большинстве скважин пласт В1 состоит из серии чередующихся друг с другом проницаемых и непроницаемых карбонатных прослоев, число которых колеблется от 1 до 10. Проницаемые прослои иногда занимают всю толщину пласта. В целом их толщина колеблется от 0,6 до 46,2 м, а непроницаемых разностей – от 0,6 до 18,0 м. Коэффициент эффективности («песчанистости») равен 0,79, а расчлененность – 4,2. Средняя эффективная толщина – 29,7 м, а средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная – 22,2 м.
1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Характеристика нефти и газа Дерюжевского месторождения дана по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных ЦНИЛом п/о «Куйбышевнефть» и институтом «Гипровостокнефть».
Пласт Б2
Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования одной глубинной пробы из скважины 103 и девяти поверхностных проб из пяти скважин.
По результатам исследований этих проб и расчётов: плотность пластовой нефти – 830,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (38оС) – 5,60 МПа, газосодержание – 35,02 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 4,92 мПа·с.
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 868,0 кг/м3, газовый фактор – 29,15 м3/т, объёмный коэффициент – 1,088, динамическая вязкость разгазированной нефти – 24,42 мПа·с.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода – 1,39%, углекислого газа – 0,39%, азота – 18,81%, гелия – 0,041%, метана – 23,85%, этана – 22,70%, пропана – 22,39%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 32,86%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,144, а теплотворная способность – 53985,6 кДж/м3.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,93%), смолистая (14,36%), высокопарафиновая (7,15%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 40,0%.
Пласт В1
Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования двух глубинных проб из скважин 110, 135 и 57 поверхностных проб из 33 скважин.
По результатам исследований этих проб и расчётов: плотность пластовой нефти – 823,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (38,5оС) – 6,01 МПа, газосодержание – 36,52 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 3,78 мПа·с.
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 854,0 кг/м3, газовый фактор – 31,28 м3/т, объёмный коэффициент – 1,078, динамическая вязкость разгазированной нефти – 14,52 мПа·с.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода –1,06%, углекислого газа – 1,75%, азота – 19,75%, гелия – 0,037%, метана – 32,22%, этана – 19,19%, пропана – 20,60%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 26,03%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,045, а теплотворная способность – 47063,3 кДж/м3.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,60%), смолистая (13,30%), парафиновая (5,18%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 42,0%.
Характеристика нефти пластов представлена в табл. 1.1 – 1.2.
Химический состав и физические свойства пластовых вод
Согласно гидродинамической и гидрохимической зональности воды пластов Б2, В1 относятся к зоне затрудненного водообмена. По химическому составу все они, согласно классификации , принадлежат к хлоридно-кальциевому типу (табл.1.3).
Продуктивный пласт Б2 бобриковского горизонта сложен песчаниками. Пластовые воды его на Дерюжевском месторождении не были опробованы.
Характеристика пластовых вод бобриковского горизонта приводится по результатам исследования попутной воды в скважине 200, с учетом одновозрастных пластовых вод соседнего Садового месторождения. Плотность вод в стандартных условиях составляет 1,169 г/см3 (в пластовых условиях 1,158 г/см3), минерализация 264,48 г/л. Вязкость определялась по палеткам. В пластовых условиях в среднем она равна 1,18 мПа·с, в поверхностных условиях - 1,75 мПа·с. В составе воды содержится 5,01 г/л ионов кальция, 1,94 г/л магния, 0,83 г/л сульфатов. Первая соленость 91,0 %-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,92).
Водорастворенный газ в отложениях бобриковского горизонта изучался на Сосновском месторождении. Газы, растворенные в водах этих отложений, характеризуются азотно-углеводородным составом. В составе газа CH4-26,0 %, C2H6+высшие-10,0 %, N2-37,1 %, H2S-5,7 %, CO2-11,2 %. Газонасыщенность 375 см3/л, общая упругость газа – 6,19 МПа.
По своему компонентному составу воды пласта Б2 отличаются от пластовых вод вышележащих отложений подольского и верейского горизонтов более высокой минерализацией, меньшим содержанием ионов кальция, магния, сульфатов, более высокой первой соленостью и довольно низкой степенью метаморфизации.
Пласт В1 на Дерюжевском месторождении является продуктивным. Пластовые воды турнейского яруса при опробовании не изучались. Характеризуются они только по результатам исследования попутных вод из добывающих скважин.
Первые химические анализы были выполнены спустя 5-6 лет после начала эксплуатации. Воды пласта В1 Дерюжевского месторождения представлены крепкими рассолами с минерализацией 253,87 г/л. Плотность вод в стандартных условиях составляет 1,1677 г/см3 (в пластовых условиях 1,156 г/см3). Вязкость определялась по палеткам. В пластовых условиях в среднем она равна 1,16 мПа·с, в поверхностных условиях - 1,74 мПа·с. В составе воды содержится 9,27 г/л ионов кальция, 3,0 г/л ионов магния, 0,77 г/л ионов сульфатов. Первая соленость 83,9 %-экв. Пластовые воды характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,84).
Таблица 1.1
Свойства пластовой нефти пластов Дерюжевского месторождения
Наименование параметра | Пласт Б2 | Пласт В1 | ||
Диапазон | Среднее значение | Диапазон | Среднее значение | |
изменения | изменения | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Пластовое давление, МПа | – | 15,29 | – | 17,79 |
Пластовая температура, 0С | – | 38 | – | 38,5 |
Давление насыщения газом, МПа | – | 5,91 | 5,95 – 6,10 | 6,00 |
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | – | 36,30 | 37,10 – 38,60 | 37,80 |
Газсодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т | – | 35,20 | – | 36,70 |
Р1= 0,22Мпа Т1=25°С | – | – | – | – |
Р2= 0,20 Мпа Т2=20°С | – | – | – | – |
Р3= 0,20 Мпа Т3=18°С | – | – | – | – |
Р4= 0,20 Мпа Т4=20°С | – | – | – | – |
Р5= 0,10 Мпа Т5=40°С | – | – | – | – |
Плотность в условиях пласта, кг/м3 | – | 830,0 | 818,0 – 827,0 | 822,0 |
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с | – | 4,92 | 3,75 – 3,81 | 3,78 |
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа∙10-4 | – | – | – | – |
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С | ||||
-при однократном (стандартном) разгазировании | – | 1,504 | 1,412 – 1,500 | 1,456 |
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | – | 1,410 | – | 1,369 |
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С | ||||
-при однократном (стандартном) разгазировании | – | 874,0 | 860,0 – 861,0 | 860,0 |
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | – | 869,0 | – | 854,0 |
Таблица 1.2
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Дерюжевского месторождения
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 |
