Токского месторождения

Пласт Т1

Пласт Т2

Наименование параметра

диапазон

принятые

диапазон

принятые

значений

значения

значений

значения

Пластовое давление, МПа

23,5-24,6

24,1

24,9

24,9

Пластовая температура, °С

44-45

44,5

45

45

Давление насыщения, МПа

3,9-6,0

5,0

6,3

6,3

Газосодержание, м3/т

31,2-38,6

34,9

35,4

35,4

Газовый фактор при дифференциальном

разгазировании в рабочих условиях, м3/т

32,5

32,5

33,9

33,9

Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3

834-837

835

852

852

Вязкость нефти в условиях пласта, мПа·с

4,12-5,1

4,61

5,59

5,59

Коэффициент сжимаемости пластовой нефти,

1/МПа·10-4

12,28

12,28

8,8

8,8

Плотность растворенного газа, кг/м3, при 20 °C

1,475-

при однократном (стандартном) разгазировании

1,582

1,529

1,528

1,528

при дифференциальном (ступенчатом)

разгазировании

-

1,499

1,335

Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 °С

при однократном (стандартном) разгазировании

-

868

-

881

при дифференциальном (ступенчатом)

разгазировании

-

864

-

868

Количество исследованных глубинных проб

2/2

1/1

Плотность дегазированной нефти по

862-873

868

881

881

поверхностным пробам, кг/м3

Вязкость дегазированной нефти по поверхностным

9,65-15,97

12,81

32,40

32,40

пробам, мПа·с

Молярная масса, г/моль

208-246

227

197-249

-

Температура застывания, °С

-22 -25

-23,5

-13

-13

Массовое содержание, %

серы

1,90-2,30

2,10

2,83

2,83

смол селикагелевых

6,20-7,40

6,80

11,90

11,90

асфальтенов

2,20-3,00

2,60

5,00

5,00

парафинов

7,80-8,50

8,15

5,77

5,77

Содержание микрокомпонентов, г/т

ванадий

-

-

-

-

никель

-

-

-

-

Температура плавления парафина, °С

54-55

54,5

57

57

Температура начала кипения, °С

40-56

48

38

38

Фракционный состав (объемное содержание

выкипающих), %

до 100 °С

5,5-6

6

6

6

до 150 °С

12-14

13

14

14

до 200 °С

19,5-20

20

22

22

до 250 °С

28,5-30

29

31

31

до 300 °С

35-37

36

38

38

Компонентный состав нефти и растворенного газа Токского месторождения

При однократном

При дифферен-

циальном

разгазировании

разгазировании

пластовой нефти

пластовой нефти

в стандартных

Пластовая

в рабочих

условиях

нефть

условиях

выдели

выдели

вшийся

нефть

вшийся

нефть

Наименование

газ

газ

Пласт Т1

Молярная концентрация компонентов, %

Сероводорд

2,60

0,20

2,76

0,08

0,80

Диоксид углерода

1,23

-

1,14

-

0,29

Азот + редкие

11,46

-

11,00

-

2,90

в т. ч. гелий

0,015

-

-

-

-

Метан

19,30

0,15

18,94

0,003

4,97

Этан

21,66

1,14

23,06

0,347

6,16

Пропан

29,16

5,39

30,33

4,782

11,29

Изобутан

2,40

1,02

2,05

1,161

1,38

Нормальный бутан

8,03

5,27

6,93

5,697

6,00

Изопентан

1,63

2,66

1,28

3,029

2,40

Нормальный пентан

1,57

4,19

1,38

4,28

3,53

Гексаны

0,84

7,92

0,72

7,99

6,33

Гептаны

0,13

7,43

0,41

7,53

5,60

Октаны

-

-

-

-

-

Остаток (С9 + высшие)

-

64,4

-

65,1

48,36

Молекулярная масса, г/моль

-

226

-

227

178

Плотность газа, кг/м3

1,529

-

1,499

-

-

Плотность газа относительная (по воздуху),

доли ед.

1,269

-

1,244

-

-

Плотность нефти, кг/м3

-

868

-

864

836

Сероводорд

4,24

0,21

4,60

0,47

1,30

Углекислый газ

2,29

0,01

2,76

0,07

0,61

Азот + редкие

13,97

-

18,49

-

3,73

в т. ч. гелий

0,037

-

0,049

-

0,01

Метан

19,26

0,11

25,60

0,14

5,27

Этан

17,70

0,64

19,86

1,56

5,25

Пропан

28,76

3,78

21,41

7,85

10,58

Изобутан

2,23

0,87

1,27

1,26

1,26

Нормальный бутан

7,86

4,38

4,07

5,67

5,35

Изопентан

1,38

2,64

0,62

2,75

2,32

Нормальный пентан

1,30

3,86

0,78

3,95

3,18

Гексаны

0,86

6,92

0,39

6,45

5,28

Гептаны

0,13

5,85

0,10

5,44

4,30

Октаны

0,01

4,23

0,03

3,86

3,09

Остаток (С9 + высшие)

-

66,32

0,03

60,54

48,34

Молекулярная масса, г/моль

-

249

32

197

191

Плотность газа, кг/м3

1,528

-

1,335

-

-

Плотность газа относительная (по воздуху),

доли ед.

1,268

-

1,108

-

-

Плотность нефти, кг/м3

-

881

-

868

852

25

Таблица 1.6

Свойства и состав пластовых вод Токскго месторождения

Т1+Т2

Наименование параметра

Кол-во

Исследовано

Диапазон

Среднее

скважин

проб

изменения

значение

1 Газосодержание, м3/м3

-

-

-

3

2 Плотность воды, г/см3

- в стандартных условиях

-

-

-

1,175

- в условиях пласта

-

-

-

-

3 Вязкость в условиях пласта, мПа·с

-

-

-

1,05

4 Коэффициент сжимаемости, 1/МПа ·10-4

-

-

-

-

5 Объемный коэффициент, доли ед.

-

-

-

1,004

6 Химический состав вод, мг/л; мг-экв/л; % мг-эв

22,52-99,83

58,32

Na++К+

7

8

978,3-4336

2533,5

37,42-46,92

43,1

1,3-7,51

4,3

Ca2+

7

8

65,03-375,05

218,2

2,3-8,6

4,4

0,49-3,04

1,5

Mg2+

7

8

40,03-250

122,1

0,82-4

2,5

39,8-168,6

100,97

Cl-

7

8

1121,3-4755,7

2847,6

48,8-49,9

49,5

0,17-0,54

0,3

HCО3-

7

8

2,78-8,76

5,2

0,05-0,21

0,11

0,19-1,32

0,84

SO42-

7

8

3,97-27,5

17,5

0,06-0,98

0,43

NH4+

-

-

-

-

В- мг/л

-

-

-

-

Brмг/л

-

-

117-200

158,5

J- мг/л

-

-

3-10

6,5

В3+ мг/л

-

-

16-250

133

Li+ мг/л

-

-

3-10

6,5

Sr2+ мг/л

-

-

260-300

280

Rb+ мг/л

-

-

0,2-3

1,6

Cs+ мг/л

-

-

0,5

0,5

7

Общая минерализация, г/л

-

-

260-277

268,5

8

Водородный показатель, рН

-

-

-

-

9

Жесткость общая, (мг-экв/л)

-

-

-

-

10 Химический тип воды, преимущественный (по В.А. Сулину)

хлор-кальциевый

Продуктивные пласты

Параметры

Размерность

Т1

Т2

Центр.

Юго-вост.

Центр.

Юго-вост.

купол

купол

купол

купол

Средняя глубина залегания кровли

м

2157,6

2178,4

2183,3

2198,8

Абсолютная отметка ВНК

м

2191,9

2189,8

2195,6

2204,7

Тип залежи

пластовая

пластовая

пластовая

массивная

сводовая

сводовая

сводовая

Тип коллектора

поровый

поровый

поровый

поровый

Площадь нефтегазоносности

тыс. м2

16053

2353

3562

708

Средняя общая толщина

м

24,1

19,6

11,8

10,2

Средняя эффективная

м

17,6

9,1

4,0

2,5

нефтенасыщенная толщина

Коэффициент пористости

доли ед.

0,11

0,10

0,12

0,09

Коэффициент нефтенасыщенности

доли ед.

0,93

0,83

0,90

0,81

пласта

Проницаемость

мкм2

67,7

59

27,1

5,6

Коэффициент песчанистости

доли ед.

0,86

0,68

0,67

0,61

Расчлененность

ед.

4,4

5

3,2

3

Начальная пластовая температура

°С

44,5

45

Начальное пластовое давление

МПа

24,1

24,9

Вязкость нефти в пластовых условиях

мПа*с

4,61

5,59

Плотность нефти в пластовых условиях

г/см3

0,835

0,852

Плотность нефти в поверхностных

г/см3

0,864

0,868

условиях

Объемный коэффициент нефти

доли ед.

1,085

1,068

Содержание серы в нефти

%

2,1

2,83

Содержание парафина в нефти

%

8,15

5,77

Давление насыщения нефти газом

МПа

5

6,3

Газосодержание

м3/т

32,5

33,9

Содержание сероводорода

%

0,8

0,8

Вязкость газа в пластовых условиях

мПа×с

-

-

Вязкость воды в пластовых условиях

мПа*с

1,03

1,03

Плотность воды в поверхностных

г/см3

0,001

0,001

условиях

Сжимаемость

1/МПа×10-4

нефти

12,28

8,8

воды

-

-

породы

-

-

Коэффициент вытеснения

доли ед.

0,732

0,72

0,668

0,564

Коэффициент продуктивности

м3/сут * МПа

13

9,3

-

-

Т1

Т2

Параметры

Центр.

Юго-

Центр.

Юго-

вост.

вост.

купол

купол

купол

купол

Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2

16053

2353

3562

708

Средняя нефтенасыщенная толщина h, м

17,6

9,1

4

2,5

Коэффициент пористости m, доли ед.

0,11

0,1

0,12

0,09

Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.

0,93

0,83

0,9

0,81

Плотность нефти ρ, г/м3

0,864

0,864

0,868

0,868

Объемный коэффициент нефти В, доли ед.

1,085

1,085

1,068

1,068

Пересчетный коэффициент , доли ед.

0,922

0,922

0,936

0,936

Газовый фактор Г, м3/т

32,5

32,5

33,9

33,9

Коэффициент извлечения нефти, К

0,635

0,397

0,346

0,286

Накопленная добыча нефти ΣQн на 01.01.2019 г., тыс.т

5168

Qбал=F·h·m·ρ·λ· ,

(1.1)