Геологическая часть (стр. 5 )

В уплотненных и плотных разностях пород развиты горизонтальные трещины, выполненные органическим веществом и частично пиритом.

Покрышкой залежи служат плотные глины, алевролиты и известняки тиманского горизонта.

Пласт ДI

Сложен песчаниками. Песчаники серые, буровато– и коричневато-серые за счет неравномерного нефтенасыщения. Последнее нередко отмечается по запаху или в виде выпотов нефти. Структура песчаников неоднородная от мелкозернистой до тонкозернистой. Состав их существенно кварцевый, единичными зернами отмечены полевой шпат, циркон, турмалин и чешуйки мусковита. Зерна кварца угловатые, полуокатанные. Отсортированы они в разрезе скв. 16 по размерам фракции 0,25-0,1мм. Она составляет 60,0-80,0%. Содержание фракции 0,1-0,05 мм варьирует в пределах 16,0-85,0%.

Цемент контактовый, поровый, участками базальный и пойкилитовый.

В поровом цементе содержание глинистого материала составляет 1,0-9,0%, карбонатность не превышает 3,2-6,3%.

Коллектор поровый. Емкость в нем обусловлена межзерновыми порами с размерами 0,05-0,15 мм. Поры сообщаются микроканальцами. Разобщаются они кальцитом цемента. Эффективность коллектора снижается за счет выполнения пор и межпоровых канальцев органическими веществами.

В плотных прослоях развиты трещины, ориентированные параллельно напластованию. Они выполнены глинисто-органическим веществом.

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Ильменевское поднятие

Пласт  А0, основная залежь, район скв. 5

Из пласта А0 отобраны две поверхностные пробы из скважин 2 и 5, исследования которых, из-за большого содержания воды, выполнены не в полном объеме. Глубинные пробы не отбирались. Свойства нефти и газа принимаются по аналогии с пластом А2 Ильменевского поднятия.

Пласт  А2

Из пласта А2 изучены три глубинные и три поверхностные пробы из скважин 10, 38, 39.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 826,0 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти 7,11 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 5,20 МПа, газосодержание – 29,40 м3/т.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 855,0 кг/м3, газовый фактор – 24,20 м3/т, объёмный коэффициент – 1,069, динамическая вязкость разгазированной нефти – 22,15 мПа·с.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, сероводород отсутствует. Содержание остальных компонентов: углекислого газа – 0,11%, азота 18,04%, гелия 0,043%, метана – 30,83%, этана – 19,63%, пропана – 19,25%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 31,39%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,115, а теплотворная способность – 54034,5 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,66%), смолистая (10,23%), парафиновая (4,37%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300оС – 40,0%.

Пласт  А4, основная залежь

Параметры нефти и газа приняты по данным исследований семи глубинных проб из скважин 2 (пять проб), 23, 27 и восьми поверхностных проб из скважин 2 (шесть проб), 23, 27.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 808,0 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти 2,57 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 5,51 МПа, газосодержание – 37,10 м3/т.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 832,0 кг/м3, газовый фактор – 29,10 м3/т, объёмный коэффициент – 1,069, динамическая вязкость разгазированной нефти – 8,28 мПа·с.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, сероводорода 1,31%. Содержание остальных компонентов: углекислого газа – 0,78%, азота 18,75%, гелия 0,040%, метана – 28,65%, этана – 23,14%, пропана – 18,18%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 27,37%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,088, а теплотворная способность – 50969,4 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,63%), смолистая (8,09%), парафиновая (5,40%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300оС – 49,0%.

Пласт  А4, район скв.5

Свойства нефти и газа приняты по данным исследований одной глубинной и одной поверхностной проб из скважины 5.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 813,0 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти 3,05 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 5,78 МПа, газосодержание – 37,60 м3/т.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 835,0 кг/м3, газовый фактор – 31,80 м3/т, объёмный коэффициент – 1,074, динамическая вязкость разгазированной нефти – 7,79 мПа·с.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, сероводорода 2,81%. Содержание остальных компонентов: углекислого газа – 1,41%, азота 15,06%, гелия 0,033%, метана – 24,18%, этана – 20,08%, пропана – 21,79%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 36,46%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,205, а теплотворная способность – 58240,0 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,75%), малосмолистая (4,90%), парафиновая (5,60%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300оС – 47,0%.

Пласт  Б0

Свойства нефти и газа приняты по данным исследований трех глубинных и трех поверхностных проб из скважины 40.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 892,0 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти 28,63 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 5,77 МПа, газосодержание – 16,00 м3/т.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 921,0 кг/м3, газовый фактор – 14,00 м3/т, объёмный коэффициент – 1,047, динамическая вязкость разгазированной нефти – 228,27 мПа·с.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, сероводород не обнаружен. Содержание остальных компонентов: углекислого газа нет, азота 20,30%, гелия 0,041%, метана – 55,34%, этана – 15,99%, пропана – 5,38%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 8,37%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,822, а теплотворная способность – 36666,0 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3,19%), высокосмолистая (19,93%), парафиновая (5,27%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300оС – 38,0%.

Пласт  Б2

Параметры нефти и газа приняты по результатам исследований одиннадцати глубинных и одиннадцати поверхностных проб из скважин 2бис (две пробы), 3, 4 (две пробы), 7(две пробы), 9, 20, 24, 28.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 813,0 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти 2,67 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 4,47 МПа, газосодержание – 30,25 м3/т.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 841,0 кг/м3, газовый фактор – 23,83 м3/т, объёмный коэффициент – 1,068, динамическая вязкость разгазированной нефти – 9,75 мПа·с.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, сероводорода 4,40%. Содержание остальных компонентов: углекислого газа 2,75%, азота 17,05%, гелия 0,032%, метана – 26,55%, этана – 18,89%, пропана – 18,78%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 30,36%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,141, а теплотворная способность – 51845,6 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,70%), смолистая (6,76%), парафиновая (5,67%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300оС – 46,0%.

Широкинское поднятие

Пласт  Дк, ДI

Из пласта Дк пробы не отбирались. Из пласта ДI исследовано восемь глубинных проб из скважин 10 (три пробы), 11 (три пробы), 12, 50 и десять поверхностных проб из скважин 10 (четыре пробы), 11 (три пробы), 12 (две пробы), 50.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 766,0 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти 1,44 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 10,50 МПа, газосодержание – 93,81 м3/т.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 0,853 кг/м3, газовый фактор – 80,78 м3/т, объёмный коэффициент – 1,214, динамическая вязкость разгазированной нефти – 11,35 мПа·с.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, сероводород не обнаружен. Содержание остальных компонентов: углекислого газа 0,62%, азота 3,45%, гелия 0,072%, метана – 52,16%, этана – 22,96%, пропана – 14,67%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 20,81%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,929, а теплотворная способность – 51580,4 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,22%), смолистая (6,20%), парафиновая (3,63%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300оС – 44,0%.

Западно-Широкинский купол

Пласт  ДI

Из пласта ДI исследованы три глубинные и три поверхностные пробы из скважин 14, 16, 20.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 770,0 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти 1,69 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 10,41 МПа, газосодержание – 84,10 м3/т.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 0,852 кг/м3, газовый фактор – 72,50 м3/т, объёмный коэффициент – 1,203, динамическая вязкость разгазированной нефти – 12,97 мПа·с.

В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, сероводород не обнаружен. Содержание остальных компонентов: углекислого газа 1,31%, азота 3,87%, гелия 0,067%, метана – 49,56%, этана – 19,94%, пропана – 15,35%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 25,32%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,996, а теплотворная способность – 54417,0 кДж/м3.