Геологическая часть (стр. 3 )

Обобщенные сведения о физико-химических свойствах флюидов приведены в табл. 1.3, 1.4.

По результатам исследований, пластовая нефть по залежам имеет плотность 842-916 кг/м3, динамическая вязкость – 12,5-157,3 мПа·с.

После дифференциального разгазирования: плотность нефти по залежам составила 906-921 кг/м3, газосодержание – 5,94-26,6 м3/т, объёмный коэффициент – 1,01-1,105.

Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании характеризуется отсутствием сероводорода.

По товарной характеристике нефть средне - и высокосернистая (массовое содержание серы 2,55-4,12%), смолистая и высокосмолистая, парафиновая и высокопарафиновая (3,6-8,5%).

Химический состав и физические свойства пластовых вод.

Минерализация пластовых вод С-I/, С-I и С-IА составляет 243,26 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,157 г/дм3 (в пластовых условиях 1,151 г/см3). Вязкость в пластовых условиях, в среднем, равна 1,32-1,33 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 10,58 г/дм3, магния 2,53 г/дм3, сульфатов 0,88 г/дм3, первая соленость 82,55 %-экв. Пластовые воды характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,83)

Минерализация пластовых вод С-II/ и С-II составляет 241,75 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,163 г/дм3 (в пластовых условиях 1,156-1,157 г/см3). Вязкость в пластовых условиях, в среднем, равна 1,32-1,34 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 11,48 г/дм3, магния 3,48 г/дм3, сульфатов 0,09 г/дм3, первая соленость 79,8 %-экв. Пластовые воды характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,80)

Минерализация пластовых вод C-III составляет 249,30 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,163 г/дм3 (в пластовых условиях 1,156 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 1,31 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 11,78 г/дм3, магния 3,53 г/дм3, сульфатов 0,48 г/дм3, первая соленость 79,7 %-экв. Воды этого пласта характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,80)

Минерализация вод пласта С-IV составляет 248,6 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,163 г/дм3 (в пластовых условиях 1,156 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 1,29-1,31 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 11,82 г/дм3, магния 2,86 г/дм3, сульфатов 0,80 г/дм3, первая соленость 80,88 %-экв. Пластовые воды характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,80).

Минерализация вод ДК составляет 258,04 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,180 г/дм3 (в пластовых условиях 1,163 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 1,03 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 33,63 г/дм3, магния 4,26 г/дм3, сульфатов 0,37 г/дм3, первая соленость 55,5 %-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,56).

Минерализация вод Д-I составляет 265,2 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,189 г/дм3 (в пластовых условиях 1,171-1,172 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 1,05-1,06 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 31,40 г/дм3, магния 4,17 г/дм3, сульфатов 0,24 г/дм3, первая соленость 59,8 %-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,60).

1.8 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Общая геолого-физическая характеристика всех залежей продуктивных пластов Ивановского месторождения представлена в таблице 1.5.

Таблица 1.3

Свойства пластовой нефти пласта Ивановского месторождения

Наименование параметра	Ивановское поднятие	Горькоовражное поднятие
Пласт  С-I/	Пласт С-I	Пласт  С-I/	Пласт С-I	Пласт С-II/	Пласт С-II/	Пласт С-II/	Пласт С-II	Пласт  С-III	Пласт  С-IV	Пласт  С-IV	Пласт Д-I	Пласт Д-I	Пласт С-I	Пласт С-Iа	Пласт С-II	Пласт  С-III	Пласт  С-IV	Пласт  ДК	Пласт  Д-I
восточный участок	восточный участок
западный участок	западный участок	р-он скв. № 4	р-он скв. № 43	р-он скв. № 43	западный участок	западный участок	западный участок
Пластовое давление, МПа	14,64	14,75	14,64	14,75	15,43	15,47	15,53	15,56	15,73	15,89	15,82	24,06	24,06	14,51	15,14	15,35	15,71	15,79	23,31	23,84
Пластовая температура, 0С	29	29	29	29	30	30	30,5	30,5	31	31,5	31,5	50	50	29	30	30	31	31,5	49	49,5
Давление насыщения газом, МПа	3,81	3,81	3,81	3,81	3,81	3,81	3,81	3,81	3,75	3,75	3,75	6,61	5,2	3,81	3,81	3,81	3,75	3,75	7	5,2
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	6,25	6,25	6,25	6,25	6,25	6,25	6,25	6,25	7,8	7,8	7,8	27,25	22	6,25	6,25	6,25	7,8	7,8	24,9	22
Газсодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т	5,94	5,94	5,94	5,94	5,94	5,94	5,94	5,94	7,4	7,4	7,4	26,26	21,4	5,94	5,94	5,94	7,4	7,4	23,7	21,4
Плотность в условиях пласта, кг/м3	905	905	905	905	905	905	905	905	916	916	916	850	842	905	905	905	916	916	882	842
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с	157,3	157,3	157,3	157,3	157,3	157,3	157,3	157,3	138,4	138,4	138,4	12,15	15,2	157,3	157,3	157,3	138,4	138,4	22,1	15,2
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа∙10-4	6,7	6,7	6,7	6,7	6,7	6,7	6,7	6,7	6,58	6,58	6,58	7,68	7,39	6,7	6,7	6,7	6,58	6,58	8,05	7,39
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С
-при однократном (стандартном) разгазировании	1,217	1,217	1,217	1,217	1,217	1,217	1,217	1,217	1,287	1,287	1,287	1,277	1,262	1,217	1,217	1,217	1,287	1,287	1,279	1,262
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1,175	1,175	1,175	1,175	1,175	1,175	1,175	1,175	1,597	1,597	1,597	1,138	1,17	1,175	1,175	1,175	1,597	1,597	1,557	1,17
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С
-при однократном (стандартном) разгазировании	922	922	922	922	922	922	922	922	922	922	922	909	908	922	922	922	922	922	912	908
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	921	921	921	921	921	921	921	921	921	921	921	906	908	921	921	921	921	921	910	908

Таблица 1.3

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Ивановского месторождения

Наименование параметра	Ивановское поднятие	Горькоовражное поднятие
Пласт С-I/	Пласт  С-I	Пласт С-IА	Пласт С-II/	Пласт С-II	Пласты  С-III и С-IV	Пласты  С-III и С-IV	Пласт Д-I	Пласт Д-I	Пласты  С-I и С-IА	Пласт  С-II	Пласты С-III и С-IV	Пласт  ДК	Пласт  Д-I
восточный участок и западный участок	восточный участок и западный участок	восточный участок и западный участок	восточный участок  р-оны скважин № 4, 43, 45	восточный участок	западный участок	Восточный участок	Западный участок
Плотность при 200С, кг/м3	928,1	928,1	928,1	928,1	928,1	951,4	932,4	907,8	908,1	928,1	946	932,4	915,7	908,1
Вязкость, мПа∙с
при 20 0С	357,95	357,95	357,95	357,95	357,95	1452	421,00*	105,05	106,2	357,95	>200,00	421	163,95	106,2
при 50 0С
Молярная масса, г/моль	299,7	299,7	299,7	299,7	299,7	314	314	302	304	299,7	299,7	314	270	304
Температура застывания, °С	-4	-4	-4	-4	-4	3	-3	-10	-10,5	-4	-8	-3	-10,5	-10,5
Массовое содержание, %
серы	3,59	3,59	3,59	3,59	3,59	3,02	3,65	2,76	2,63	3,59	4,12	3,65	2,55	2,63
смол силикагелевых	17,73	17,73	17,73	17,73	17,73	9,18	19,04	15,4	18	17,73	18,4	19,04	14,1	18
асфальтенов	6,31	6,31	6,31	6,31	6,31	4,82	8,33	5,42	6	6,31	8,45	8,33	8,64	6
парафинов	5,55	5,55	5,55	5,55	5,55	8,05	5,62	3,98	3,6	5,55	6,1	5,62	3,65	3,6
воды	6,96	6,96	6,96	6,96	6,96	30,2	5,4	1,9	0,5	6,96	14	5,4	0,8	0,5
механических примесей	–	–	–	–	–	–	–	–	–	–	–	–	–	–
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	124	124	124	124	124	40	–	–	–	124	–	–	–	–
никель	–	–	–	–	–	–	–	–	–	–	–	–	–	–
Температура плавления парафина, 0С	59	59	59	59	59	70	55	66	67	59	52	55	64	67
Температура начала кипения, 0С	74	74	74	74	74	77	63	65,5	74	90	77	70,5	65,5
Фракционный состав, %
до 100 0С	3	3	3	3	3	2	4	5,5	3	1	2	3,5	5,5
до 150 0С	9	9	9	9	9	8	9,5	12	9	6	8	9,5	12
до 200 0С	14	14	14	14	14	14	17	18,5	14	14	14	16	18,5
до 250 0С	21,5	21,5	21,5	21,5	21,5	22	25,5	24,5	21,5	20	22	23	24,5
до 300 0С	28	28	28	28	28	29	33	31,5	28	27	29	30	31,5
Шифр технологической классификации	III П2 Т3	III П2 Т3	III П2 Т3	III П2 Т3	III П2 Т3	III П3	III П2 Т3	III П2 Т2	III П2 Т2	III П2 Т3	III П3 Т3	III П2 Т3	III П2 Т2	III П2 Т2

Таблица 1.5