Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 212
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
1, БС2+3, БС4 промышленно нефтеносны.
В средней части отложений свиты выделяется сармановская пачка глин, перекрывающая песчаный пласт БС8. В верхней части свиты залегает пимская пачка, которая представлена тёмно-серыми, однородными аргиллитоподобными глинами.
Сангопайская свита подразделяется на две подсвиты – верхнюю и нижнюю, отложения которых формировались в условиях мелководья или в замкнутых континентальных бассейнах. Литологически свита представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин, встречаются редкие прослои буровато-серого глинистого сидерита. К отложениям свиты относят песчаные пласты АС4–АС12 (пласт АС9 – промышленно нефтеносен) готерив- барремского возраста толщиной 136–154 м.
Отложения алымской свиты представлены чередованием пачек глин тёмно-серых, почти чёрных с прослоями серых алевритов и мелкозернистых песчаников. В верхней части свиты выделяется кошайская пачка глин, представленная аргиллитами тёмно- серыми аптского возраста, толщина достигает 105…111 м.
Покурская свита (нижняя и средняя подсвиты) завершает разрез нижнего мела, в основном представлена алевролитами с прослоями песчаников.
Верхний отдел. Верхняя часть покурской свиты сложена переслаиванием слабоуплотнённых песков, светло-серых песчаников, серых до тёмно-серых глин и алевролитов с редкими прослоями глинистых известняков, толщиной до 804 м.
Кузнецовская свита сложена толщей (до 22 м) морских глин туронского возраста от серых до тёмно-серых, однородных с небольшим содержанием алевритового материала, обогащённых фауной фораминифер.
Отложения берёзовской свиты (136…153 м) подразделяются на две подсвиты: нижнюю опоковидную и верхнюю глинистую. Опоки местами переходят в глины опоковидные, светло-серые и серые с аморфной структурой.
Отложения ганькинской свиты толщиной 55 м завершают разрез меловой системы, состоят из глин тёмно-серых, чёрных, переходящих в мергели.
Кайнозойская группа.
Палеогеновая система подразделяется на три отдела: палеоценовый, эоценовый и олигоценовый.
Талицкая свита представлена глинами тёмно- серыми, местами алевритистыми датского возраста толщиной до 100 м. Люлинворская свита (толщина до 200 м) сложена глинами серыми и тёмно- серыми, мелкозернистыми нижне-среднеэоценового возраста. Тавдинская свита (170 м) представлена глинами серыми, тонкослоистыми до листоватых, иногда алевритистыми, с линзовидными включениями алевролита. Атлымская свита (толщина до 100 м) сложена преимущественно песками светло-серыми, кварцево-полевошпатовыми, мелко- и среднезернистыми, с включениями обугленных растительных остатков. Новомихайловская свита (100 м) представляет собой чередование глин и песков. Туртасская свита представлена алевролитами серыми, сильно глинистыми, слабослюдистыми; толщина свиты достигает 40 м.
Четвертичная система.
Отложения системы толщиной до 40 м несогласно залегают на породах верхнего олигоцена. Литологически представлены аллювиальными и озёрно- аллювиальными песками серыми, зеленовато-серыми, коричневато-серыми, полосчатыми с растительным детритом, глинами, суглинками, супесями.
В разрезе Западно-Сургутского нефтяного месторождения обнаружено более 20 самостоятельных залежей нефти, которые содержатся в терригенных коллекторах средней – верхней юры (пласты ЮС2, ЮС1) и нижнего мела (БС1-2, БС4, БС10-12, АС9). Первоочередными объектами разработки являются залежи в пластах группы БС, к которым приурочены основные запасы нефти месторождения. Общий этаж нефтеносности составляет около 1000 м. Диапазон нефтегазопроявлений по разрезу составляет 870 м. Пласты-коллекторы изменчивы по площади и разрезу, что определило присутствие как пластово-сводовых, так и литологически экранированных залежей. В юго-восточной части месторождения основным объектом разработки, для которого предусматривается система ППД, является пласт БС10 (Восточная залежь).
Залежи пластов АС9, ЮС1 и ЮС2 – новые объекты, установленные в процессе доразведки и эксплутационного бурения. В пластах АС9 и ЮС1 залежи небольших размеров с несущественными запасами, приурочены к сводовой части структуры.
Залежь пласта ЮС21, характеризующегося чрезвычайно сложным строением: резкой литологической изменчивостью состава пород по площади и по разрезу, колебаниями толщин и широким диапазоном изменения дебитов нефти – от 47,7 до 0,4 м3/сут, находится в стадии доразведки и опытно-промышленной эксплуатации.
Пласт ЮС22 нефтеносен лишь локально. Залежи располагаются в повышенных участках. Поэтому для объекта ЮС22 региональная нефтеносность верхнего пласта ЮС21 является характерным коррелятивным признаком его выделения на Западно-Сургутском месторождении.
Самыми крупными как по размерам, так и по величине запасов нефти, являются залежи пластов БС10, БС1, БС2-3. Суммарные балансовые запасы нефти, содержавшейся в этих пластах, составляют 92% запасов месторождения, извлекаемые – 97%.
Пласт БС10 представляет собой сложнопостроенное геологическое образование, состоящее из серии песчано-алевролитовых пластов, переслаивающихся с глинистыми породами.
Основная залежь пласта БС10 распространена по всей площади месторождения и имеет размеры 25х10 км, при высоте залежи 110 м. ВНК находится на а. о. -2275,0–2315,0 м. Тип залежи – структурно-литологический. В юго-восточной части площади выделяется самостоятельная Восточная залежь. Она находится в пределах пойменной части р. Оби и городской черты города Сургута. Залежь имеет размеры 9х8 км, высоту 72 м, ВНК находится на а. о. -2332,0 м. Тип залежи – структурно-литологический. В северной и восточной частях залежи коллектора замещаются на более плотные породы.
Пласт БС102 включает в себя 2 самостоятельные залежи, которые территориально и по разрезу гидродинамически разобщены.
Нефтяная залежь пласта АС9 расположена в центральной части структуры. ВНК проводится на абсолютной отметке – 1875 м. Залежь литологически экранирована. Размеры – 1х0,6 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 3,6 м., коэффициент нефтенасыщения –0,43.
Пласт БС1 разделяется на БС11 и БС12. Пласт БС11 имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК. Основная залежь прослеживается по всей площади структуры и имеет размеры 22х6,7–7,5 км. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 1,0 до 13,4 м. Водонефтяная зона занимает 29% площади всей залежи, ВНК на абсолютной отметке – 2014 м.
В северо-западной части структуры по результатам бурения выявлена самостоятельная залежь нефти с размерами 1,5х0,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м. ВНК проводится по абсолютной отметке – 2022 м. Водонефтяная зона занимает 69% залежи. Обе залежи пластовые сводовые с активной связью с законтурными водами.
Залежь пласта БС12 по площади развита в центральной и северной частях месторождения и имеет размеры 14,2х4,25 км. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 1,5 м. Пласт неоднороден, имеет сложные контуры нефтеносности и замещения продуктивных пород. Уровень ВНК – 2014 м.
В пласте БС2+3 имеется две залежи с единым уровнем ВНК, проводимый по абсолютной отметке – 2014 м. Размеры основной залежи 12,5х5,0 км. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая. Толщина в среднем составляет 9,2 м. Размеры самостоятельной залежи 2,5х1,0 км, средняя нефтенасыщенная толщина – 3,1 м. Коэффициент нефтенасыщения обеих залежей принят 0,54.
Залежь пласта БС4 приурочена к северному куполу, осложняющему структуру. Размеры залежи 2,25х1,75 км, высота 14 м., толщина – 4,4 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых, водоплавающих.
Пласт БС10 имеет три залежи. Основная залежь распространена по всей площади структуры и имеет размеры 27,8х12,0 км. ВНК постепенно погружается от абсолютной отметки – 2278 м. на севере, до – 2326 м. на юго-западе. Водонефтяная зона занимает 29%. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2…3 до 30 м.
В северной части площади выявлена самостоятельная залежь с уровнем ВНК – 2255,9 м. Водонефтяная зона занимает 6,0%. Размеры залежи 4,75х3,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,8 м.
Восточная залежь пласта БС10 (третья) является пластовой сводовой. Положение ВНК не выявлено. Пласт БС10 представляет собой сложное сочетание трех типов пород-песчаников, алевролитов и глин, которое сочетается в их слоистом чередовании по разрезу и взаимном замещении по простиранию. Слоисто-зональная неоднородность этого пласта прежде всего подчеркивается изменчивостью литолого–коллекторских параметров пород, в частности гранулометрического состава, пористости и проницаемости. Коллекторы характеризуются как мелкозернистые, глинистые. По вещественному составу относятся к классу полимиктовых, где наряду с кварцем и полевыми шпатами имеются обломки различных пород. Цементируется, в основном, каолинитом, гидрослюдой и хлоритом, реже – железисто-титанистыми и карбонатными образованиями. Средняя пористость 23,2%.
В настоящее время залежи эксплуатируются на режиме вытеснения нефти водой, однако отдельные краевые участки залежей, удаленные от зон нагнетания до организации закачки, эксплуатируются на упруго-водонапорном режиме.
Начальное пластовое давление превышает гидростатическое в 1,05 раза и принято по залежам пластов БС1 и БС2+3 210 атм, по пласту БС10 – 257 атм, пласту БС11 – 268 атм.
Таблица 1 − Свойства продуктивных пластов
Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Западно- Сургутского месторождения изучена на образцах глубинных проб методами однократного и дифференциального разгазирования.
Пласт БС1.
По материалам исследований средняя величина газового фактора (при дифференциальном разгазировании) составляет 38 м3 /т при плотности дегазированной нефти – 883 кг/м3 и пересчетном коэффициенте – 0.92. Давление насыщения нефти газом существенно ниже пластового давления (соответственно 9,0 МПа и 20,1 МПа). По данным экспериментальных исследований вязкость нефти в условиях пласта колеблется в широких пределах от 4 до 13,74 мПа. с, срежнее значение 5,48 мПа∙с.
Растворенный нефтяной газ средней и пониженной жирности, суммарная концентрация углеводородов группы (С2 – С4) в среднем составляет 239 г/м3.
Дегазированная нефть характеризуется относительно высокой плотностью (от 877 до 897 кг/м3) и пониженным выходом фракций, выкипающих до 3000С (от 28 до 42 % объемных). Массовое содержание серы в нефти в среднем около 1,77 %.
Пласты БС10, БС11.
По материалам исследований средняя величина газового фактора (при дифференциальном разгазировании) составляет 44 м3/т при плотности дегазированной нефти – 883 кг/м3 и пересчетном коэффициенте – 0,91. Давление насыщения нефти газом существенно ниже пластового давления (соответственно 9,9 МПа и 22,5 МПа). Дегазированные нефти по технологической классификации средней плотности (плотность в среднем 886 кг/м3), вязкие (34,53 мПа∙с), смолистые (9,83 %), парафинистые (3,59 %), сернистые и высокосернистые (2,03 %), с выходом фракций до 3000С в среднем около 34 % объемных. Технологический шифр нефтей – III Т3 П2.
Пласты ЮС2 (ЮС1).
Глубинными пробами пласт ЮС1 не охарактеризован, поэтому физико- химическая характеристика пластовых газонасыщенных нефтей и подсчетные параметры приняты по аналогии с пластом ЮС2. Средняя величина газового фактора (составляет 52 м3/т, плотность дегазированной нефти 873 кг/м3, пересчетный коэффициент – 0,88. Давление насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления (в среднем составляет 9,2 МПа).
Нефти по технологической классификации средней плотности (878 кг/м3), вязкие (30,56 мПа. с), смолистые (8,28%), парафинистые (2,72%), сернистые (1,58 %), с выходом фракций до 3000С в среднем около 36% объемных. Технологический шифр нефтей – II Т2 П2.
В средней части отложений свиты выделяется сармановская пачка глин, перекрывающая песчаный пласт БС8. В верхней части свиты залегает пимская пачка, которая представлена тёмно-серыми, однородными аргиллитоподобными глинами.
Сангопайская свита подразделяется на две подсвиты – верхнюю и нижнюю, отложения которых формировались в условиях мелководья или в замкнутых континентальных бассейнах. Литологически свита представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин, встречаются редкие прослои буровато-серого глинистого сидерита. К отложениям свиты относят песчаные пласты АС4–АС12 (пласт АС9 – промышленно нефтеносен) готерив- барремского возраста толщиной 136–154 м.
Отложения алымской свиты представлены чередованием пачек глин тёмно-серых, почти чёрных с прослоями серых алевритов и мелкозернистых песчаников. В верхней части свиты выделяется кошайская пачка глин, представленная аргиллитами тёмно- серыми аптского возраста, толщина достигает 105…111 м.
Покурская свита (нижняя и средняя подсвиты) завершает разрез нижнего мела, в основном представлена алевролитами с прослоями песчаников.
Верхний отдел. Верхняя часть покурской свиты сложена переслаиванием слабоуплотнённых песков, светло-серых песчаников, серых до тёмно-серых глин и алевролитов с редкими прослоями глинистых известняков, толщиной до 804 м.
Кузнецовская свита сложена толщей (до 22 м) морских глин туронского возраста от серых до тёмно-серых, однородных с небольшим содержанием алевритового материала, обогащённых фауной фораминифер.
Отложения берёзовской свиты (136…153 м) подразделяются на две подсвиты: нижнюю опоковидную и верхнюю глинистую. Опоки местами переходят в глины опоковидные, светло-серые и серые с аморфной структурой.
Отложения ганькинской свиты толщиной 55 м завершают разрез меловой системы, состоят из глин тёмно-серых, чёрных, переходящих в мергели.
Кайнозойская группа.
Палеогеновая система подразделяется на три отдела: палеоценовый, эоценовый и олигоценовый.
Талицкая свита представлена глинами тёмно- серыми, местами алевритистыми датского возраста толщиной до 100 м. Люлинворская свита (толщина до 200 м) сложена глинами серыми и тёмно- серыми, мелкозернистыми нижне-среднеэоценового возраста. Тавдинская свита (170 м) представлена глинами серыми, тонкослоистыми до листоватых, иногда алевритистыми, с линзовидными включениями алевролита. Атлымская свита (толщина до 100 м) сложена преимущественно песками светло-серыми, кварцево-полевошпатовыми, мелко- и среднезернистыми, с включениями обугленных растительных остатков. Новомихайловская свита (100 м) представляет собой чередование глин и песков. Туртасская свита представлена алевролитами серыми, сильно глинистыми, слабослюдистыми; толщина свиты достигает 40 м.
Четвертичная система.
Отложения системы толщиной до 40 м несогласно залегают на породах верхнего олигоцена. Литологически представлены аллювиальными и озёрно- аллювиальными песками серыми, зеленовато-серыми, коричневато-серыми, полосчатыми с растительным детритом, глинами, суглинками, супесями.
-
Характеристика продуктивных горизонтов
В разрезе Западно-Сургутского нефтяного месторождения обнаружено более 20 самостоятельных залежей нефти, которые содержатся в терригенных коллекторах средней – верхней юры (пласты ЮС2, ЮС1) и нижнего мела (БС1-2, БС4, БС10-12, АС9). Первоочередными объектами разработки являются залежи в пластах группы БС, к которым приурочены основные запасы нефти месторождения. Общий этаж нефтеносности составляет около 1000 м. Диапазон нефтегазопроявлений по разрезу составляет 870 м. Пласты-коллекторы изменчивы по площади и разрезу, что определило присутствие как пластово-сводовых, так и литологически экранированных залежей. В юго-восточной части месторождения основным объектом разработки, для которого предусматривается система ППД, является пласт БС10 (Восточная залежь).
Залежи пластов АС9, ЮС1 и ЮС2 – новые объекты, установленные в процессе доразведки и эксплутационного бурения. В пластах АС9 и ЮС1 залежи небольших размеров с несущественными запасами, приурочены к сводовой части структуры.
Залежь пласта ЮС21, характеризующегося чрезвычайно сложным строением: резкой литологической изменчивостью состава пород по площади и по разрезу, колебаниями толщин и широким диапазоном изменения дебитов нефти – от 47,7 до 0,4 м3/сут, находится в стадии доразведки и опытно-промышленной эксплуатации.
Пласт ЮС22 нефтеносен лишь локально. Залежи располагаются в повышенных участках. Поэтому для объекта ЮС22 региональная нефтеносность верхнего пласта ЮС21 является характерным коррелятивным признаком его выделения на Западно-Сургутском месторождении.
Самыми крупными как по размерам, так и по величине запасов нефти, являются залежи пластов БС10, БС1, БС2-3. Суммарные балансовые запасы нефти, содержавшейся в этих пластах, составляют 92% запасов месторождения, извлекаемые – 97%.
Пласт БС10 представляет собой сложнопостроенное геологическое образование, состоящее из серии песчано-алевролитовых пластов, переслаивающихся с глинистыми породами.
Основная залежь пласта БС10 распространена по всей площади месторождения и имеет размеры 25х10 км, при высоте залежи 110 м. ВНК находится на а. о. -2275,0–2315,0 м. Тип залежи – структурно-литологический. В юго-восточной части площади выделяется самостоятельная Восточная залежь. Она находится в пределах пойменной части р. Оби и городской черты города Сургута. Залежь имеет размеры 9х8 км, высоту 72 м, ВНК находится на а. о. -2332,0 м. Тип залежи – структурно-литологический. В северной и восточной частях залежи коллектора замещаются на более плотные породы.
Пласт БС102 включает в себя 2 самостоятельные залежи, которые территориально и по разрезу гидродинамически разобщены.
Нефтяная залежь пласта АС9 расположена в центральной части структуры. ВНК проводится на абсолютной отметке – 1875 м. Залежь литологически экранирована. Размеры – 1х0,6 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 3,6 м., коэффициент нефтенасыщения –0,43.
Пласт БС1 разделяется на БС11 и БС12. Пласт БС11 имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК. Основная залежь прослеживается по всей площади структуры и имеет размеры 22х6,7–7,5 км. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 1,0 до 13,4 м. Водонефтяная зона занимает 29% площади всей залежи, ВНК на абсолютной отметке – 2014 м.
В северо-западной части структуры по результатам бурения выявлена самостоятельная залежь нефти с размерами 1,5х0,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м. ВНК проводится по абсолютной отметке – 2022 м. Водонефтяная зона занимает 69% залежи. Обе залежи пластовые сводовые с активной связью с законтурными водами.
Залежь пласта БС12 по площади развита в центральной и северной частях месторождения и имеет размеры 14,2х4,25 км. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 1,5 м. Пласт неоднороден, имеет сложные контуры нефтеносности и замещения продуктивных пород. Уровень ВНК – 2014 м.
В пласте БС2+3 имеется две залежи с единым уровнем ВНК, проводимый по абсолютной отметке – 2014 м. Размеры основной залежи 12,5х5,0 км. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая. Толщина в среднем составляет 9,2 м. Размеры самостоятельной залежи 2,5х1,0 км, средняя нефтенасыщенная толщина – 3,1 м. Коэффициент нефтенасыщения обеих залежей принят 0,54.
Залежь пласта БС4 приурочена к северному куполу, осложняющему структуру. Размеры залежи 2,25х1,75 км, высота 14 м., толщина – 4,4 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых, водоплавающих.
Пласт БС10 имеет три залежи. Основная залежь распространена по всей площади структуры и имеет размеры 27,8х12,0 км. ВНК постепенно погружается от абсолютной отметки – 2278 м. на севере, до – 2326 м. на юго-западе. Водонефтяная зона занимает 29%. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2…3 до 30 м.
В северной части площади выявлена самостоятельная залежь с уровнем ВНК – 2255,9 м. Водонефтяная зона занимает 6,0%. Размеры залежи 4,75х3,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,8 м.
Восточная залежь пласта БС10 (третья) является пластовой сводовой. Положение ВНК не выявлено. Пласт БС10 представляет собой сложное сочетание трех типов пород-песчаников, алевролитов и глин, которое сочетается в их слоистом чередовании по разрезу и взаимном замещении по простиранию. Слоисто-зональная неоднородность этого пласта прежде всего подчеркивается изменчивостью литолого–коллекторских параметров пород, в частности гранулометрического состава, пористости и проницаемости. Коллекторы характеризуются как мелкозернистые, глинистые. По вещественному составу относятся к классу полимиктовых, где наряду с кварцем и полевыми шпатами имеются обломки различных пород. Цементируется, в основном, каолинитом, гидрослюдой и хлоритом, реже – железисто-титанистыми и карбонатными образованиями. Средняя пористость 23,2%.
В настоящее время залежи эксплуатируются на режиме вытеснения нефти водой, однако отдельные краевые участки залежей, удаленные от зон нагнетания до организации закачки, эксплуатируются на упруго-водонапорном режиме.
Начальное пластовое давление превышает гидростатическое в 1,05 раза и принято по залежам пластов БС1 и БС2+3 210 атм, по пласту БС10 – 257 атм, пласту БС11 – 268 атм.
Таблица 1 − Свойства продуктивных пластов
| Параметры | АС9 | БС1 | БС2+3 | БС4 | БС10 | БС11 | ЮС2 |
| Ср. глубина залегания, м | 1920 | 2064 | 2064 | 2064 | 2350 | 2370 | 2850 |
| Тип залежи | литол. экранир. | пластовая сводовая | пластовая сводовая | пластовая сводовая | Структурно литолог. | литол. экранир. | пласт. сводов. |
| Общая мощность, м | 12,5 | 6,14 | 16,7 | 7,3 | 13,5 | 25,2 | |
| Средняя нефтенасыщ. толщина, м | 3,6 | 4,1 | 9,2 | 3,5 | 8,1 | 4,5 | 4,8 |
| Абсолютная отметка ВНК, м | 1875 | 2014 | 2014 | 2014 | 2278 | | |
| Пористость, % | 26 | 26,1 | 27,6 | 28 | 23,2 | 20 | 14 |
| Нефтенасыщен-ность, д.е. | 0,4 | 0,64 | 0,519 | 0,544 | 0,539 | | |
| Проницаемость, Д | 0,341 | 0,552 | 0,442 | 0,265 | 0,114 | 0,061 | 0,012 |
| Коэффициент песчанистости, д.е. | 0,54 | 0,78 | 0,81 | 0,73 | 0,7 | 0,32 | 0,151 |
| Коэф. расчленен. | 3,4 | 1,6 | 3,8 | 3,8 | 4,9 | 4,4 | 2,1 |
| Показатель неоднородн. (зон.) | 0,596 | 0,451 | 0,632 | 0,53 | 1,175 | 1,175 | |
| Пластовая температура, гр. С | 55 | 60 | 60 | 60 | 67 | 67 | 74,3 |
| Пластовое давление нач., атм. | 190 | 201 | 202 | 203 | 227 | 227 | 243 |
Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Западно- Сургутского месторождения изучена на образцах глубинных проб методами однократного и дифференциального разгазирования.
Пласт БС1.
По материалам исследований средняя величина газового фактора (при дифференциальном разгазировании) составляет 38 м3 /т при плотности дегазированной нефти – 883 кг/м3 и пересчетном коэффициенте – 0.92. Давление насыщения нефти газом существенно ниже пластового давления (соответственно 9,0 МПа и 20,1 МПа). По данным экспериментальных исследований вязкость нефти в условиях пласта колеблется в широких пределах от 4 до 13,74 мПа. с, срежнее значение 5,48 мПа∙с.
Растворенный нефтяной газ средней и пониженной жирности, суммарная концентрация углеводородов группы (С2 – С4) в среднем составляет 239 г/м3.
Дегазированная нефть характеризуется относительно высокой плотностью (от 877 до 897 кг/м3) и пониженным выходом фракций, выкипающих до 3000С (от 28 до 42 % объемных). Массовое содержание серы в нефти в среднем около 1,77 %.
Пласты БС10, БС11.
По материалам исследований средняя величина газового фактора (при дифференциальном разгазировании) составляет 44 м3/т при плотности дегазированной нефти – 883 кг/м3 и пересчетном коэффициенте – 0,91. Давление насыщения нефти газом существенно ниже пластового давления (соответственно 9,9 МПа и 22,5 МПа). Дегазированные нефти по технологической классификации средней плотности (плотность в среднем 886 кг/м3), вязкие (34,53 мПа∙с), смолистые (9,83 %), парафинистые (3,59 %), сернистые и высокосернистые (2,03 %), с выходом фракций до 3000С в среднем около 34 % объемных. Технологический шифр нефтей – III Т3 П2.
Пласты ЮС2 (ЮС1).
Глубинными пробами пласт ЮС1 не охарактеризован, поэтому физико- химическая характеристика пластовых газонасыщенных нефтей и подсчетные параметры приняты по аналогии с пластом ЮС2. Средняя величина газового фактора (составляет 52 м3/т, плотность дегазированной нефти 873 кг/м3, пересчетный коэффициент – 0,88. Давление насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления (в среднем составляет 9,2 МПа).
Нефти по технологической классификации средней плотности (878 кг/м3), вязкие (30,56 мПа. с), смолистые (8,28%), парафинистые (2,72%), сернистые (1,58 %), с выходом фракций до 3000С в среднем около 36% объемных. Технологический шифр нефтей – II Т2 П2.
- 1 2 3 4