Геологическая часть (стр. 3 )

Пласт С3-I, Западный купол

Физико-химические свойства нефти приняты по результатам лабораторного анализа одной глубинной пробы и одной поверхностной пробы, отобранных из одной скважины. Нефть особо легкая, с незначительной вязкостью, сернистая, малосмолистая, высокопарафинистая.

Таблица 1.2

Свойства пластовой нефти пластов С3-I, С3-II', С3-II

Наименование параметра	Пласт С3-I	Пласт С3-I	Пласт  С3-II/	Пласт  С3-II
Западный купол	р-он скв. № 78	р-он скв.-№ 000	р-он скв. № 78 и р-он скв. № 000
Пластовое давление, МПа	12,27	11,94	12,27	12,67	12,56
Пластовая температура, 0С	28	28	28	29	29
Давление насыщения газом, МПа	7,70	5,98	8,68	3,41	8,35
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	101,43	88,67	93,07	52,76	95,55
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	89,15	74,55	81,46	43,80	78,01
Р1= 0,32 Мпа  Т1=23°С	–	–	–	–	–
Р2= 0,11 Мпа  Т2=22°С	–	–	–	–	–
Р3= 0,10 Мпа  Т3=20°С	–	–	–	–	–
Плотность в условиях пласта, кг/м3	757,0	765,0	743,0	734,0	755,0
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с	1,63	2,02	1,65	1,87	1,18
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа∙10-4	16,73	14,48	15,36	13,11	14,77
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С
-при однократном (стандартном) разгазировании	1,562	1,542	1,405	1,493	1,686
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1,482	1,403	1,316	1,469	1,407
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С
-при однократном (стандартном) разгазировании	825,0	833,0	828,0	815,0	817,0
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	814,0	827,0	820,0	812,0	803,0

Пласт С3-I, Центральный купол район скважины № 78

Физико-химические свойства нефти приняты по результатам лабораторного анализа шести глубинных проб, отобранных из трех скважин и девяти поверхностных проб, отобранных из трех скважин. Нефть особо легкая, маловязкая, сернистая, смолистая, парафинистая.

Пласт С3-I, Центральный купол район скважины № 000

Физико-химические свойства нефти приняты по результатам лабораторного анализа одной глубинной и одной поверхностной проб, отобранных из одной скважины. Нефть особо легкая, с незначительной вязкостью, сернистая, малосмолистая, парафинистая.

Таблица 1.3

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пластов С3-I, С3-II', С3-II

Наименование параметра	Западный купол	Центральный купол
С3-I	С3-I р-он скв.№78	С3-I р-он скв.№ 000	С3-II/	С3-II р-он скв.№78 и р-он скв. № 000
Плотность при 200С, кг/м3	826,30	838,6	833,50	825,0	833,00
Вязкость, мПа∙с
при 20 0С	4,13	6,40	4,75	3,84	6,1
при 50 0С
Молярная масса, г/моль	162,80	186,60	179,30	174,30	173,00
Температура застывания, °С	-36	-22	-30	-42	-20
Массовое содержание, %
серы	1,27	1,61	1,12	1,10	1,13
смол силикагелевых	3,94	6,73	2,90	2,94	2,80
асфальтенов	1,03	2,07	0,83	0,68	0,84
парафинов	6,88	3,93	9,57	2,90	3,20
воды	0,90	9,13	0,21	отс.	0,24
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	36,00	38,0	–	32,00	–
никель	–	–	–	–	–
Температура плавления парафина, 0С	58	59	58	59	62
Температура начала кипения, 0С	48	51	48	53	56
Фракционный состав, %
до 100 0С	10,0	9,0	9,0	7,0	10,0
до 150 0С	23,0	21,0	22,0	20,0	20,0
до 200 0С	36,0	33,0	35,0	35,0	34,0
до 250 0С	46,0	43,0	45,0	46,0	44,0
до 300 0С	55,0	53,0	56,0	58,0	54,0
Шифр технологической классификации	III Т2 П3	II Т1 П2	II Т1 П3	II Т1 П2	II Т1 П2

Пласт С3-II/

Физико-химические свойства нефти приняты по результатам лабораторного анализа одной глубинной и одной поверхностной проб, отобранных из одной скважины. Нефть особо легкая, с незначительной вязкостью, сернистая, малосмолистая, парафинистая.

Пласт С3-II, Центральный купол район скважины № 78

Свойства нефти не изучались и приняты по аналогии с пластом С3-II районом скв.108 Центрального купола. Нефть особо легкая, маловязкая, сернистая, малосмолистая, парафинистая.

Пласт С3-II, Центральный купол  район скважины № 000

Физико-химические свойства нефти приняты по результатам лабораторного анализа двух глубинных проб, отобранных из двух скважин и одной поверхностной пробы, отобранной из одной скважины. Нефть особо легкая, маловязкая, сернистая, малосмолистая, парафинистая.

1.6.1 Химический состав и физические свойства пластовых вод

Характеристика химического состава вод пласта С3-I верхнего карбона приводится по данным опробования скважины 85 на Западном куполе, исследования попутных вод скважины 78 Центрального купола, с учетом одновозрастных пластовых вод Бариновско-Лебяжинского месторождения. Минерализация составляет 249,93 г/дм3, плотность вод в стандартных условиях 1,1675 г/см3 (в пластовых условиях 1,1622 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 1,40 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 5,54 г/дм3, магния 2,21 г/дм3, сульфатов 1,70 г/дм3, первая соленость 89,4 %-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,89).

Характеристика химического состава вод пластов С3-II/ и С3-II верхнего карбона приводится по данным опробования скважин 1к и 77 на Центральном куполе. Минерализация составляет 243,10 г/дм3, плотность вод в стандартных условиях 1,1657 г/см3 (в пластовых условиях 1,1599 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 1,37 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 9,47 г/дм3, магния 2,37 г/дм3, сульфатов 1,43 г/дм3, первая соленость 84,1 %-экв. Пластовые воды характеризуются средней степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,85).

1.7 Геолого-физическая характеристика пластов

Геолого-физическая характеристика пластов приведена в таблице 1.4.

Пласт С3-I (район скв. 78)

Фильтрационно-емкостные свойства пласта определялись на собственном керне (шесть определений пористости на керне из одной скважины), по данным ГИС (по 17 определений пористости и проницаемости по шести скважинам, нефтенасыщенности 11 определений по четырем скважинам), по данным ГДИ (по КВД) в одной скважине (одно определение проницаемости).