Песчаники горизонта D₂st, в основном, разнозернистые с преобладанием (до 75%) мелко-среднезернистых разностей, встречаются грубозернистые раз- ности и гравий кварца диаметром до 0,8-1 см. Содержание пелитовой фракции несколько выше в песчаниках горизонта D₂st и составляет в среднем по зале- жам: D₂ef₂ – 3,5 %, D₂st – 5,2 %, D₃dzr – 4,6 %.

В составе обломочной части преобладает кварц (от 87 до 100 %), подчи- ненное значение имеют обломки кварцитов, кремния и полевых шпатов. Из акцессорных минералов присутствует турмалин, лейкоксен, циркон; из аути- генных - пирит, сидорит.

В таблице 1.2 отражены основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов N-ого месторождения.
Таблица 1.2 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов N-ого месторождения

№	Параметры	Ед. из- мер	Пласты
п/п			D3 dzr	D2 st	D2 ef2
1	2	3	4	5	6
1	Средняя глубина за- легания	м	2754
2	Тип залежи	-	Пластовый, тектонически экранирован- ный	Массивный сво- довый, стратигра- фически и текто- нически экрани- рованный	Пластовый сво- довый, тектони- чески экраниро- ванный
3	Тип коллектора	-	Поровый
4	Площадь нефтегазо- носности	тыс. м3	30753	34605	38352
5	Средняя общая тол- щина	м	51	142	135
6	Средняя газонасы- щенная толщина	м	8,5-12,7	11,8	-
7	Средняя нефтенасы- щенная толщина	м	4,1-9,1	31,3	16,5-18,2
8	Средняя водонасы- щенная толщина	м	13,5	53,4	11,2
9	Пористость	%	9-13	10	8-13
10	Средняя нефтенасы- щенность ЧНЗ	доли ед.	0,82-0,85	0,9	0,72-0,95
11	Средняя нефтенасы- щенность газовой шапки	доли ед.	-	0,06	-
12	Газонасыщенность газовой шапки	доли ед.	0,78-0,87	0,85	-
13	Проницаемость	мкм2	0,004-0,039	0,046	0,002-0,112
14	Коэффициент песча- нистости	доли ед.	0,512-0,692	0,68	0,205-0,218

---

продолжение таблицы 1.2

1	2	3	4	5	6
15	Коэффициент рас- члененности	доли ед.	5-6	12-15	5-8
16	Начальная пластовая температура	оС	55	55	62
17	Начальное пластовое давление	МПа	27,17-27,47	27,4	28,81-29,4
18	Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа·с	-	0,83-1,3	-
19	Плотность нефти в пластовых условиях	кг/м3	-	669	-
20	Плотность нефти в повехностных усло- виях	кг/м3	841	835	822 - 830
21	Абс. отметка ВНК	м	-	-2492	-
22	Объемный коэффи- циент нефти	доли ед.	1,541	1,518	1,236
23	Давление насыщения нефти газом	МПа	-	27,4	11,65
24	Газосодержание	м3/т	231,4	231,4	87,1
25	Содержание стабиль- ного конденсата	г/м3	-	225,8	-
26	Вязкость воды в пла- стовых условиях	мПа·с	-	0,7	-
27	Плотность воды в пластовых условиях	кг/м3	-	1100	-
28	Коэффициент нефте- извлечения, в т.ч.	доли ед.	0,180	0,355	0,200
	А+В+С1	доли ед.	0,350	0,355	0,200
	С2	доли ед.	0,175	0,355	0,200

---

3. 
   Свойства и состав пластовых флюидов
   

Залежь нефти пласта 3 D₂ef. Пробы нефти не отбирались. Подсчетные параметры, характеризующие свойства нефти, приняты по аналогии с выше- лежащим пластом 2.

Залежь нефти пласта 2 D₂ef. Из залежи пласта 2 отобрано пять устьевых проб (скважина 8, 223 и 407) и одна глубинная проба (скважина 239/3), которая

была исследована при стандартном (СС) и дифференциальном разгазировании (ДР).

В пластовых условиях нефть имеет плотность 747,5 кг/м³, вязкость – 2,89 мПа×с. Газосодержание нефти – 88,8 м³/т, объемный коэффициент – 1,18 доли ед.

Разгазированная нефть легкая (плотностью 0,807 г/см³), с кинематиче- ская вязкостью, определенной при температуре 55°С – 6,63 мм²/с (при темпе- ратуре ниже 50°С нефть застывает). По компонентному составу нефть ма- лосмолистая (смол 3,33% масс., асфальтенов 0,02% масс.), малосернистая (0,07% масс.), высокопарафинистая (24,51% масс). Содержание фракций, вы- кипающих до 200°С составляет 15,5%.

Растворенный газ изучен по одной глубинной пробе. Газ соответствует углеводородному типу, этанометановому подтипу. Плотность газа составляет 1,12 кг/м³, молекулярная масса 34,28 (ДР).

Залежи нефти пласта 1 D₂ef. В пределах N-ого месторождения в отложе- ниях пласта 1 D₂ef выделено 2 залежи – в районе скважины 11 и в районе сква- жины 18.

В районе скважины. 11 нефть изучена по одной поверхностной пробе. Дегазированная нефть легкая, плотностью 0,822 г/см³, малосмолистая (2,4%

---

масс.), малосернистая (0,1% масс.), высокопарафинистая (30,2% масс.); содер- жание фракций, выкипающих до 200°С составляет 19% об., до 300°С – 34% об. Кинематическая вязкость нефти определена при температуре 50°С и со- ставляет 15,3 мм²/с. При подсчете запасов газосодержание нефти и объемный коэффициент (соответственно, 87,1 м³/т и 1,236 доли ед.) приняты по аналогии с одновозрастными отложениями Южно-Лыжского месторождения.

В районе скважине 18 пробы нефти из отложений пласта 1 не отбира- лись. Свойства нефти приняты по аналогии с залежью в районе скважины. 11. Физико-химические свойства нефти в начальных пластовых условиях изучены по 20 глубинным (скважины 8, 10, 209, 217, 218, 227, 229, 242, 306 и

362) и 57 поверхностным пробам [34, 18]. Глубинные пробы нефти исследо- ваны при стандартном (ОР), дифференциальном разгазировании (ДР), отдель- ные пробы подвергались также и двухступенчатому (ДС) разгазированию. При ДР исследованы пробы из скважин 8, 209, 218, 227 и 306.

Пластовая нефть характеризуется плотностью 0,639–0,673 г/см³ (приня- тое значение – 0,651 г/см³), вязкостью от 0,81 до 1,38 мПа×с (принятое значе- ние – 1,07 мПа×с), газосодержанием (231,4 м³/т). Объемный коэффициент со- ставляет 1,541 доли ед.

Нефть в стандартных условиях (по результатам дифференциального раз- газирования представительных глубинных проб) соответствует классу легких (среднее значение – 0,835 г/см³), высокопарафинистых (13,5% масс.), смоли- стых (смол 4,9% масс., асфальтенов 0,7% масс.), малосернистых (0,29% масс.). Температура застывания нефти составляет +26°С. Кинематическая вязкость, определенная при 50°С – 5,06 мм²/с.

Температура начала кипения нефти +64°С, до 100°С выкипает 4,0% об., до 200°С – 20,3% об.,

---

до 300°С – 42,3% об.

В процессе эксплуатации из различных частей залежи отобрано 65 по- верхностных проб из 18 скважин и 28 глубинных проб из 10 скважин (18, 23– 29, 37–39). Глубинные пробы нефти были исследованы при стандартном и дифференциальном разгазировании, отдельные пробы исследованы также и при двухступенчатом разгазировании.

В пластовых условиях плотность нефти изменяется от 0,639 до 0,721 г/см³ при среднем значении 0,679 г/см³, динамическая вязкость от 0,71 до 1,30 мПа×с (в среднем – 1,04 мПа×с). Газосодержание нефти составляет 181,0 м³/т при диапазоне от 141,7 до 223,9 м³/т, объемный коэффициент изменяется от 1,183 до 1,490 доли ед. при среднем значении 1,401 доли ед. (ДР).

По результатам дифференциального разгазирования глубинных проб нефть в стандартных условиях имеет плотность 0,830 г/см³ (диапазон измене- ния плотности от 0,825 до 0,835 г/см³), содержит от 12,5 до 20,8% масс. пара- фина (среднее значение – 17,4% масс.), от 0,27 до 0,30% масс. серы (среднее

значение – 0,29% масс.), от 4,40 до 8,14% масс. смол и от 0,07 до 0,19% масс. асфальтенов (среднее значение содержания смол – 6,32% масс., асфальтенов – 0,17% масс.). Температура начала кипения нефти +63^°С, до 100°С выкипает 3,6% об., до 200°С – 20,8% об., до 300°С – 39,3% об.

Состав и свойства пластовой и дегазированной нефти (в начальных и те- кущих термобарических условиях), а также растворенного газа, выделивше- гося в результате разгазирования глубинных проб, отобранных из скважин, пробуренных в пределах основной залежи.

Растворенный газ изучен по 12 глубинным и 3 сепараторным пробам. Газ соответствует углеводородному типу, этанометановому подтипу. Содер- жание азота низкое, по результатам ДР изменяется от 0,23 до 1,41% об., при среднем значении 1,27%

---

Смотрите также файлы

• тойота мотор.docx

• Инструкция по установке в теме по эмулятору на 4pda ru. Образы.odt

• 37удк 338. 23 351. 746Проблемы обеспечения финансовой безопасности россии в современных условиях.pdf

• Оценка сформированности компетенций обучающегося.docx

• Задача Определить величину и направление реакций связей для схемы. Дано q 20 кН 35 55 n сх 4.docx