2,6 Физико- химические свойства нефти, газа и воды.

Исследования свойств и состава воды, нефти и растворенного газа задонского горизонта изучались по проводимым анализам в соответствии с общепринятыми методиками в лабораториях ЦНИПРа Коробковского НГДУ и института "ВолгоградНИПИнефть".

Нефть по групповому углеводородному составу относится к метаново-нафтеновому типу содержание метановых углеводородов 47- 57%, нефтяных 12- 46%, ароматических 1- 15%.

Нефть малосернистая (серы 0,14%), малосмолистая (смол селикагелевых 4,6%), парафинистая (парафина 4,18%). Содержание выкипающих фракций до 200^оС - 37%.

Плотность в стандартных условиях 816кг/м³, вязкость 3,73мПа*с, температура застывания –16^оС. Давление насыщения нефти газом 20,5МПа. Технологический газовый фактор 265м³/т.

Плотность нефти в пластовых условиях 610кг/м³, вязкость 0,32мПа*с, объемный коэффициент 1,83, коэффициент сжимаемости 34,6*10^-41/МПа.

Компонентный состав газа получен путем контактного разгазирования пластовых нефтей в стандартных условиях. Среднее содержание метана 58,66%, этана 16,85%, пропана 13,17%. Содержание углекислого газа 0,94%, азота 0,12%, сероводород не обнаружен.

Плотность нефтяного газа 1,15кг/м³, относительная плотность 0,954.

Притоки воды в продуктивный горизонт очень слабые, и обнаружены в нижнекаменноугольно-верхнедевонском водоносном комплексе в задонско-елецком горизонте. Пластовая вода данного горизонта относиться к хлор- кальциевому типу, по содержанию кальция и магния является очень жесткой от 14мг-экв/л до 196мг-экв/л, по содержанию хлора – 158мг-экв/л, общая минерализация 256г/л. Плотность в пластовых условиях 0,963сПз.

Агрессивность пластовой воды продуктивного горизонта, по отношению к цементу, не исследовалась.

2,7. Подсчет запасов нефти и газа.

Запасы нефти и растворенного газа по Антиповско-Балыклейскому месторождению уточнялись по мере разбуривания площади. Первый подсчет запасов был произведен по состоянию на 01.01.81г, но по мере получения новой информации после бурения новых скважин представление о геологическом строении залежи несколько изменилось. Пробуренные скважины не дали окончательных выводов о границах залежи. Пересчет запасов в связи с новой информацией позволил увеличить подсчитанные запасы по нефти и растворенному газу из-за прироста нефтенасыщенного объема. Последние запасы, утвержденные ГКЗ по состоянию на 01.01.86г, числятся по месторождению и на данный момент.

Если за основу взять запасы нефти и растворенного газа Коробковского месторождения, то условные запасы Антиповско-Балыклейского месторождения будут выглядеть так:

балансовые запасы нефти – 0,09642;

извлекаемые запасы нефти – 0,0429;

коэффициент нефтеизвлечения – 0,445;

запасы растворенного газа – 0,227.

Подсчет проводился объемным методом по формуле:

Q_бал = F _* h _* m _* _* _* _y, где:

F – нефтенасыщенная площадь, равная 20000м²;

h – эффективная нефтенасыщенная толщина, равная 7м;

m – коэффициент пористости, равный 0,3;

 - плотность дегазированной нефти, равный 890кг/м³;

 - коэффициент нефтенасыщенности, равный 0,84

y – пересчетный коэффициент, равный 1.

В результате расчета получаем:

Q_бал = 20000*7*0,3*890*0,84*1= 31,4 млн.т.

Величину извлекаемых запасов определяют по формуле:

Q_изв = Q_{бал *} , где:

 - коэффициент нефтеизвлечения, 0,85.

В результате расчета:

Q_изв = 31,4*0,85= 26,7 млн.т.

Запасы растворенного газа определяют по формуле:

V_бал = Q_{бал *} G, где:

G – газовый фактор.

Извлекаемые запасы растворенного газа:

V_изв = Q_{изв *} G

8