0. 1.7.Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Характеристика нефти и газа Росташинского месторождения дается по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом «Гипровостокнефть». Расчеты дифференциального разгазирования в рабочих условиях проведены на ЭВМ ДВК-3 с использованием констант фазового равновесия.

Характеристика нефти и газа пласта дается по результатам исследований трех глубинных и трех поверхностных проб из скважин 173, 175, 178.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,5470г/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 28,46 МПа, газосодержание 644,3 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,13 мПа*с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,7771 г/см³, газовый фактор 543,4 м³/т, объемный коэффициент 2,1540, динамическая вязкость разгазированной нефти 2,50 мПа*с.

По товарной характеристике нефть малосернистая (массовое содержание серы 0,32%) малосмолистая (1,21%), высокопарафиновая (7,06%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 62%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 1,58%, метана 68,04%, этана 18,12%, пропана 7,94%, высших углеводородов (пропан + вышие) 11,08%, гелия 0,0691%. Относительная плотность газа по воздуху 0,788.

Для характеристики вод продуктивных пластов были рассмотрены 5 проб вод из 2-х скважин.

Представленные результаты свидетельствуют о том, что по полному составу и физическим свойствам воды рассматриваемых пластов близки между собой. Плотность их находится в пределах 1,19-1,20 г/см³, минерализация 256-266 г/л, содержание кальция достигает 53,2 г/л.

По классификации Сулина В.А. рассматриваемые рассолы отно­сятся к хлоркальциевому типу с высокой степенью метаморфизации.

Для вод рассматриваемых пластов были рассчитаны величины вязкости и объемных коэффициентов в пластовых условиях (по палеткам). Вязкость рассолов вниз по разрезу убывает от 0,87 до 0,81мПа*с, объемный коэффициент, наоборот, возрастает от 1,018 до 1,022.

Таблица 1.2.

Диапазон изменения вязкости, плотности и объемного

коэффициента от давления

Характеристика	Диапазон изменения
	-
Вязкость, мПа*с	0,70-0,75
Плотность	1,154-1,172
Объемный коэффициент	1,033-1,0165

1.8. Подсчёт запасов нефти и газа

Подсчёт запасов нефти осуществляется с помощью объёмного метода, который широко применяется при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.

При объемном методе подсчета запасов нефти исходят из того, что нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить, зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.

Для подсчета начальных балансовых запасов нефти применяют следующую формулу:

Q_{бал нач}=F*h*m*β*ρ*θ, (1.1)

где Q_{бал нач} – извлекаемые запасы нефти, т ;

F – площадь нефтеносности, м² ,

h – нефтенасыщенная мощность пласта, м;

m - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

β – коэффициент насыщения пласта нефтью; (коэффициент насыщения);

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м³;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти:

θ=1/b (b – объемный коэффициент пластовой нефти)

Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Q_{изв.нач} равны произведению величин начальных балансовых запасов Q_{бал нач} и конечного (проектного) коэффициента извлечения нефти η

Q_{изв нач}= Q_{бал. нач}* η (1.2)

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти считаются с учетом накопленного отбора нефти на дату расчёта (на 01.01.2009 года).

Начальные балансовые и извлекаемые запасы газа равны:

V_{бал нач}= Q_{бал нач}*Г (1.3)

Г – газовый фактор, м³/т

V_{извл нач}= Q_{изв нач}*Г (1.4)

Остаточные запасы газа считаются также с учетом накопленного отбора газа, попутно добываемого с нефтью.

Исходные данные для расчетов запасов нефти и газа пласта D₄ представляются в таблице 1.3, результаты расчётов в таблице 1.4.

В таблице 1.5 приведены основные геолого-физические характеристики пласта D₄.

Таблица 1.3

Наименование	Значение
Площадь нефтеносности, F, м2	64512,5
Нефтенасыщенная толщина, h, м	8,8
Коэффициент пористости, m, доли ед	0,12
Коэффициент нефтенасыщенности, , доли ед.	0,923
Плотность нефти в пов.усл, , т/м3	0,783
Пересчетный коэффициент из пластовых условий в поверхностные, , доли ед.	0,457
Пластовый газовый фактор, Г, м3/т	555
Коэффициент нефтеизвлечения, , доли ед.	0,576
Накопленная добыча нефти на дату составления проекта, Qн , тыс.т	9933
Накопленная добыча газа на дату составления проекта, Vг , тыс.м3	5512815

Начальные запасы нефти и газа:

Q_{бал нач}=64512,5*8,8*0,12*0,923*0,783*0,457=22500 тыс.т

Q_{изв нач}= 22500*0,576=12960 тыс.т

V_{бал нач}= 22500*555=12487,5 тыс.м³

V_{извл нач}= 12960*555=7192,8 тыс. м³

Остаточные запасы нефти и газа:

Q_{бал ост}=22500 - 9933 =12567 тыс.т

Q_{изв ост}= 12960 - 9933= 3027 тыс.т

V_{бал ост}= 12487,5 — 5512,8= 6974,7 тыс.м³

V_{извл ост}= 7192,8 — 5512,8= 1680 тыс м³

Таблица 1.4.

Результаты расчетов запасов нефти и газа

Наименование	Значение
Начальные балансовые запасы нефти, Qбал нач, тыс.т	22500
Начальные извлекаемые запасы нефти, Qизвл нач, тыс.т	12960
Остаточные балансовые запасы нефти, Qбал ост, тыс.т	12567
Остаточные извлекаемые запасы нефти, Qизвл ост, тыс.т	3027
Начальные балансовые запасы газа, Vбал , тыс.м3	12487,5
Остаточные балансовые запасы газа, Vбал , тыс.м3	6974,7