Геолого-физическая характеристика пласта д1

Параметры Участок	Д1
Категория	А
Средняя глубина залегания, м	2606,1
Абсолютная отметка ВНК, м	-2470 - 2474
Тип залежи	неполно - пласт.
Тип коллектора	терриг.
Площадь нефтегазоносности, тыс м2	10444
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	6,4
Пористость, доли ед.	0,18
Ср. нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.	0,91
Проницаемость, мкм2	0,135
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,65
Коэффициент расчлененности, доли ед.	2,5
Начальная пластовая температура, С	54
Начальное пластовое давление, МПа	28,4
Вязкость нефти в пластовых усл., мПа с	4,46
Плотность нефти в пластовых усл., т/м3	0,826
Плотность нефти в поверхн. усл., т/м3	0,866
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,095
Содержание серы в нефти, %	2,1
Содержание парафина в нефти, %	3,74
Давление насыщения нефти газом, МПа	6,8
Газосодержание, м3/т	36
Коэффициент вытеснения, доли ед	0,652
Вязкость воды в пластовых усл., мПа с	1,01
Плотность воды в пласт.условиях. т/ м3	1,182
Нач. геологические запасы нефти, тыс.т: утвержденные ГКЗ (ЦКЗ) РФ представляемые в работе	8184

1.3 Физико-химические свойства и состав нефтяного газа и воды.

Физико-химические свойства нефти и газа Белозерско-Чубовского месторождения изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом «Гипровостокнефть» и ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть».

Всего исследовано 51 глубинная и 91 поверхностная пробы, в т.ч. по пластам А₂ - 0 и 1, А₃- 1 и 4, А₄ - 3 и 9, Б₀- 0 и 2, Б₂+Б₃ - 23 и 32 , Б₂+В₁ – 1 и 1, В₁ – 4 и 7, Д_к – 7 и 19, Д₁ – 12 и 16 соответственно.

При стандартных исследованиях разгазирование глубинных проб происходит одноступенчато до атмосферного давления при температуре 20  С, т.е. при условиях, не соответствующих работе сепарационных установок на месторождении, поэтому параметры нефти и газа, необходимые для подсчета запасов: плотность разгазированной нефти, газосодержание, пересчетный коэффициент, содержание в нефтяном газе гелия, этана, пропана, бутанов определено расчетным путем по данным стандартных исследований глубинных проб. Исключение составляет содержание серы в нефти, которое определено при исследованиях поверхностных проб (таблица 1.4).

Термобарические параметры дифференциального разгазирования пластовой нефти в рабочих условиях приняты среднегодовые в соответствии со схемой сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа.

Таблица 1.3

Распределение давлений и температуры по ступеням сепарации

Ступени сепарации	Давление, МПа	Температура, °С
I	0,18	20
II	0,18	30
III	0,12	23
IV	0,10	23
V	0,10	20

Пласт Д_К

Параметры нефти и газа приняты по данным исследований семи глубинных проб из скв. 19 (четыре пробы), 206, 616 (две пробы) и девятнадцать поверхностных проб из двенадцати скважин.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,815 г/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,5 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 43,8 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 3,79 мПа×с.

При дифференциальном разгазировании в рабочих условиях плотность нефти 0,865 г/см³, газосодержание 39,2 м³/т, объемный коэффициент 1,115, динамическая вязкость разгазированной нефти 19,84 мПа×с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,90 %), смолистая (9,97 %), парафиновая (3,70 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 43 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 9,78 %, метана 41,07 %, этана 17,97 %, пропана 19,42 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 30,81 %, гелия 0,069 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,063.

Характеристика нефти представлена в таблице 1.4, 1.5, 1.6

Таблица 1.4