Кабановского месторождения2

Параметры

Объекты

Б2

Т1

Средняя глубина залегания, м

1650

1660

Тип залежи

пласт

масс

Тип коллектора

терриг

карб

Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2

5668

12244

Средняя общая толщина, м

12,5

9,6

Средняя газонасыщенная толщина, м

Средняя эффективная нефтенасыщенная

5,2

6,4

толщина, м

Пористость, %

19

14

Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.

Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.

Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед.

0,8

0,87

Средняя насыщ. газом газовой шапки, доли ед.

Проницаемость, мкм2

0,331

0,04

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,29-0,52

0,76-

0,79

Коэффициент расчлененности, доли ед.

1,17-1,9

1,3-4,8

Начальная пластовая температура, °С

34

35

Начальное пластовое давление, МПа

16,7

16,7

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с

23,1

10,64

Вязкость нефти в поверхностных условиях,

мПа×с

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3

0,87

0,86

Плотность нефти в поверхностных условиях,

0,894

0,887

т/м3

Абсолютная отметка ВНК (УПУ), м

-1503

-1523

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1,049

1,065

Содержание серы в нефти, %.

2,93

3,35

Содержание парафина в нефти, %.

6,4

6,03

Давление насыщения нефти газом, МПа

5,46

6,55

Газосодержание нефти, м3 /т

22,8

30,2

Содержание сероводорода, %

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с

1,26

1,25

Вязкость воды в поверхностных условиях,

мПа×с

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3

1,16

Пласт Б2

Наименование

Количество

Численные значения

исследованных

диапазон

среднее

значение

скв.

проб

значений

принятое

1

2

3

4

5

Пластовое давление, МПа

2

2

9,26-16,98

12/

16,97

Пластовая температура, °С

2

2

34,0-35,0

34,5

Давление насыщения, Мпа

2

2

4,95-5,64

5,46

Газосодержание, м3/т

2

2

22,0-23,6

22,8

Объемный коэффициент при однократном

2

2

1,045-

1,046/

разгазировании, доли ед.

1,047

1,045

Объемный коэффициент при

2

2

-

1,049

дифференциальном разгазировании**, доли ед.

Газовый фактор при дифференциальном

2

2

-

19,6

разгазировании в рабочих условиях**, м3/т

Р1 = 2,8 Мпа; t1 = 16 °С

Р2 = 0,11 Мпа; t2= 16 °С

Р3 = 0,10 Мпа; t3 = 18 °С

Р4 = 0,10 Мпа; t4 = 20 °С

Р5 = 0,10 Мпа; t5 = 35 °С

Плотность нефти в условиях пласта, кг/м

2

2

0,871-

0,8728

0,874

Плотность при давлении насыщения, кг/м3

Вязкость нефти в условиях пласта, мПас

2

2

18,37-

23,1

27,83

Коэффициент сжимаемости, 10-41/атм

4,68

Коэффициент объемной упругости, 1/МПа-10-4

Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °С

- при однократном (стандартном)

разгазировании

- при дифференциальном (ступенчатом)

разгазировании

Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при

20 °С

- при однократном (стандартном)

2

2

0,895-

0,8989

разгазировании

0,902

- при дифференциальном (ступенчатом)

2

2

-

0,8938

разгазировании**

Наименование параметра

Кол-во

Диапазон

Среднее

исследованных

значений

значени

скважин

про

е

б

1

2

3

4

5

Плотность при 20°С, кг/м3

2

5

0,8966

0,901

0,9059

Вязкость, мПа-с

при 20°С

2

5

83,11-

101,8

133,17

при 50°С

-

-

-

-

Вязкость кинематическая, 10-6 м2/с

при 20°С

-

-

-

-

при 50°С

-

-

-

-

Молярная масса, г/ моль

Температура застывания, °С

2

4

-15(-5)

-8,25

Массовое содержание, %

серы

2

5

3,01-3,24

3,14

смол силикагелевых

2

4

14,4-19,20

16,71

асфальтенов

2

5

5,42-8,16

7,27

парафинов

1

4

4,99-7,76

6,78

воды

1

3

0,01-0,1

0,07

механических примесей

-

-

-

-

Содержание солей, мг/л

-

-

-

-

Содержание микрокомпонентов, г/т

ванадий

-

-

-

-

никель

-

-

-

-

Температура плавления парафина, °С

2

3

49-50

49,7

Температура начала кипения, °С

2

4

44-60

52,5

Фракционный состав (объемное содержание

выкипающих ),%

до 100°С

2

5

3-7

5

до 150°С

2

5

10-12

11

до 200°С

2

5

19-21

20

до 250°С

2

5

26-29

28

до 300°С

2

5

35-42

38

Шифр технологической классификации (по

высокосернистая, высокопарафинистая,

ГОСТ, ОСТ )

высокосмолистая