- •1 Геологическая часть
- •Общие сведения о месторождении
- •Стратиграфия
- •1.3 Каменноугольная система. Нижний каpбон. Туpнейский яpус
- •1.4 Визейский яpус. Малиновский надгоризонт
- •1.5 Окский надгоризонт
- •1.6 Московский яpус. Верейский горизонт
- •1.9 Залежи нефти пласта т1 Турнейского яpуса
- •1.7 Тектоника
- •1.8 Нефтегазоностность
- •1.10 Залежи нефти пласта т2 Турнейского яpуса
- •1.11 Физико-химические свойства пластовой нефти
- •1.12 Коллекторские свойства пласта т2
- •1.13 Нефтенасыщеность пласта т2
- •1.14 Общие выводы по геологической части
1.10 Залежи нефти пласта т2 Турнейского яpуса
Продуктивный пласт Т2 располагается в разрезе в среднем от 21 до 30 м ниже пласта Т1 и ниже кровли от 35 до 40 м. Нефтесодержащими породами является известняки серые, некрепкие, пористые, перекрывается пласт карбонатной пачкой до 30 м, серых известняков, крепких с прослоями аргиллита и включением доломита. Пласт до ВНК состоит от 3 до 5 проницаемых прослоев мощностью от 1 до 8,6 м. Нефтеносность пласта Т2 турнейского яpуса установлена только на Курманаевском поднятии.
1.11 Физико-химические свойства пластовой нефти
Таблица 1.1 - Параметры пластовой нефти пласта Т2 в сравнении с пластами Б2 и Т1
Наименование |
Пласт |
||
Б2 |
Т1 |
Т2 |
|
Пластовое давление, кгс/см2 |
30 |
30,2 |
31,9 |
Пластовая температура, 0С |
51 |
52 |
53 |
Давление насыщения нефти газом, Рнас, МПа |
3,65 |
9,93 |
4,96 |
Газовый фактор при рабочих условиях, м3/м3 |
22,6 |
125,3 |
46 |
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, % |
1,06 |
1,34 |
1,14 |
Объемный коэффициент при рабочих условиях, % |
1,05 |
1,29 |
1,11 |
Вязкость нефти, МПас |
2,04 |
0,9 |
2,06 |
Плотность нефти, рн, кг/м3 |
800,7 |
732,8 |
795,8 |
Таблица 1.2 - Физико-химические свойства разгазированной нефти пласта Т2 с сравнении с пластами Б2 и Т1
Наименование |
Пласт |
||
Б2 |
Т1 |
Т2 |
|
Плотность нефти |
|||
Однократное разгазирование при 20С и 760, мкг/см3 |
817,5 |
815,8 |
834,6 |
Плотность нефти, рабочие условие сепарации, кг/см3 |
815,1 |
808,2 |
826,4 |
Вязкость нефти, МПа·с |
4,08 |
3,51 |
4,98 |
Молекулярная масса, мг |
189 |
181 |
195 |
Температура застывания нефти, оС |
|
-8 |
-10 |
Содержание процентного веса |
|||
Серы |
0,68 |
0,56 |
1,1 |
Смол силикагелевых |
4,1 |
4,45 |
5,45 |
Асфальтенов |
1,7 |
1,19 |
3 |
Парафинов |
7,03 |
6 |
4,3 |
Таблица 1.3 - Свойства и химический состав воды
Пласт горизонт |
Вязкость в ластовых условиях |
Плотность, кг/м3 при 20оС |
СL |
SO4 |
HCO3 |
Ca |
Mg |
Na + K |
С1 |
1,05 |
1,1846 |
177500 |
1268 |
33 |
4253 |
912 |
109100 |
Таблица 1.4 - Состав и свойства газа пласта Т2 в сравнении с другими пластами
Наименование
|
Условия сепарации |
|||||
однократная сепарация |
рабочие |
|||||
Б2 |
Т1 |
Т2 |
Б2 |
Т1 |
Т2 |
|
Плотность газа, кг/м3 при 20оС |
1,485 |
1,41 |
1,64 |
1,396 |
1,3351 |
1,5138 |
Содержание компонентов, % мольные |
||||||
Сероводород |
1,82 |
0,34 |
1,6 |
1,229 |
0,355 |
1,693 |
Углекислый газ |
0,51 |
0,14 |
0,42 |
0,612 |
0,144 |
0,512 |
Азот + редкие |
16,23 |
9,14 |
13,22 |
18,06 |
9,706 |
15,868 |
Гелий |
0,0356 |
0,016 |
0,026 |
0,0421 |
0,0181 |
0,0298 |
Метан |
24,4 |
27,46 |
16,86 |
27,595 |
29,39 |
20,351 |
Этан |
18,83 |
28,4 |
14,52 |
20,375 |
30,061 |
16,852 |
Пропан |
20,18 |
20,97 |
30,91 |
17,641 |
20,325 |
29,623 |
Изобутан |
4,31 |
2,89 |
4,92 |
3,164 |
2,302 |
3,442 |
Н.бутан |
8,26 |
6,18 |
10,72 |
6,396 |
4,643 |
7,173 |
Изопентан |
1,91 |
1,5 |
2,16 |
1,63 |
0,998 |
1,382 |
Гексан |
1,1 |
1,27 |
2,15 |
0,988 |
0,629 |
0,929 |
Гептан + высшие |
|
|
|
0,54 |
0,323 |
0,5 |