Геологическая часть (стр. 4 )

Пластовые воды отложений турнейского яруса Новомихайловского месторождения относятся к водам хлоридно-кальциевого типа, с общей минерализацией 287,2 г/л.

Свойства  и состав пластовой воды приведены табл. 1.2.

Таблица 1.2

Свойства пластовой нефти продуктивных пластов

Наименование параметра	диапазон	средние значения
min	max
Бобриковский горизонт
Пластовое давление, МПа			18,3	19,8	18,7
Пластовая температура, °С			35	35	35
Давление насыщения, МПа			3,51	4,67	4,01
Газосодержание, м3 /т			15,3	21,3	19,0
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1= МПа;  t1=...°С					не опр.	не опр.
Р2= МПа;  t2=...°С					не опр.	не опр.
Р3= МПа;  t3=...°С					не опр.	не опр.
Р4= МПа;  t4=...°С					не опр.	не опр.
Плотность в условиях пласта, кг/м3			-	874,0
Вязкость в условиях пласта, мПа с			6,51	8,76	7,02
Коэффициент объемной упругости, 1/ МПа ·10-4	-	-	-	-
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C:
- при однократном (стандартном) разгазировании	-	-
- при дифференциальном разгазировании
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С:
- при однократном (стандартном) разгазировании	-	-
- при дифференциальном разгазировании	870,3	886,6	896,0
Турнейский ярус
Пластовое давление, МПа			15,6	20,9	20,9
Пластовая температура, °С			36	36	36
Давление насыщения, МПа			3,63	3,86	3,73
Газосодержание, м3 /т			33,4	78,0	35,27
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1= МПа;  t1=...°С						не опр.
Р2= МПа;  t2=...°С						не опр.
Р3= МПа;  t3=...°С						не опр.
Р4= МПа;  t4=...°С						не опр.
Плотность в условиях пласта, кг/м3					797,5	823,8	823,0
Вязкость в условиях пласта, мПа с					2,3	4,6	3,3
Коэффициент объемной упругости, 1/ МПа ·10-4	1,063	1,22	1,15
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C:
- при однократном (стандартном) разгазировании	1,47	1,63	1,56
- при дифференциальном разгазировании			не опр.
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С:
- при однократном (стандартном) разгазировании	854,3	857,0	855,7
- при дифференциальном разгазировании	851,2	853,2	852,4

Таблица 1.3

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти

Наименование	Кол-во исследованных	Диапазон изменения	Среднее
	скважин	проб	min	max	значение
1	2	3	4	5	6
Бобриковский горизонт
Плотность при 200С,  кг/м3	6	10	877,9	925,9	896,0
Вязкость,  ССТ	6	10	7,02	52,89	20,6
при 20ОС	-	-	-	-	-
при 50ОС	-	-	-	-	-
Молекулярный вес	6	10	-5	-17	-12,8
Температура застывания, °С	6	10	2,5	4,6	3,2
Массовое содержание, %	6	10	7,6	26,0	15,1
серы	6	10	2,2	11,0	4,4
смол силикагелевых	6	8	5,5	14,94	8,3
асфальтенов	-	-	-	-	-
парафинов	-	-	-	-	-
воды			не опр.
механических примесей					не опр.
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий
никель
Температура плавления парафина, °С	6	3	50	59	53,3
Температура начала кипения, °С	-	-	-	-	-
Фракционный состав,  %
до  100°С	6	3	0,5	9,0	4,6
до  150°С	6	3	5	14	9,7
до  200°С	6	3	10	22	17,4
до 250°С	-	-	-	-	-
до  300°С	6	3	28	40	32,7
Турнейский ярус
Плотность при 200С,  кг/м3	5	14	0,847	0,880	0,857
Вязкость,  ССТ
при 20ОС	5	14	9,6	25,4	12,9
при 50ОС
Молекулярный вес	-	-	-	-	-
Температура застывания, °С	4	12	-10	-18	-15,6
Массовое содержание, %
серы	5	14	1,96	3,0	2,18
смол силикагелевых	5	13	6,62	25,9	10,76
асфальтенов	5	13	0,43	2,7	1,05
парафинов	5	14	3,77	7,81	5,81
воды	-	-	-	-	-
механических примесей	-	-	-	-	-
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	-	-	-	-	-
никель	-	-	-	-	-
Температура плавления парафина, °С	5	13	50	54	51,7
Температура начала кипения, °С	5	14	41	65	51,2
Фракционный состав,  %
до  100°С	5	14	3	10	6,07
до  150°С	5	14	12	22	15,6
до  200°С	5	14	19	29	24,8
до 250°С	5	14	28	46	34,7
до  300°С	5	14	38	58	44,4
до  350°С	1	2	55	68	61,5

Таблица 1.4