25377 (686819), страница 2
Текст из файла (страница 2)
Башкирский ярус представлен известняками серыми и темно-серыми, пористыми и плотными, прослоями глинистыми, с включениями кремня, с примазками глин по многочисленным трещинам, иногда с прослойками зеленовато- серого аргиллита. Встречаются стилолитовые швы, выполненные глинистым материалом. Продуктивные отложения представлены следующими разностями: известняками органогенными, раковинно-известняковыми песчаниками, известняками органогенно-детритовыми.
Продуктивные пласты терригенных отложений визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников с подчиненными прослоями доломитов
Коллекторы тульских продуктивных пластов представлены алевролитами, алевропесчаниками, реже песчаниками. Продуктивные пласты бобриковского горизонта сложены кварцевыми мелкозернистыми и разнозернистыми песчаниками, алевролитами.
Продуктивная толща турнейского яруса включает отложения черепетского и малевско-упинского горизонтов. Черепетский горизонт представлен переслаиванием серых, в большей степени глинистых известняков и черных, темно-серых аргиллитов. Малевско-упинский горизонт сложен известняками светло-серыми, скрыто и мелко кристаллическими, мелкокавернозно-пористыми иногда трещиноватыми.
Продуктивные пласты заволжского надгоризонта представлены переслаиванием плотных мелкокристаллических известняков, раковинно-известняковых песчаников, пелитоморфных органогенных известняков, доломитов; алевролитов известковистых.
Характеристика коллекторских свойств пород, слагающих продуктивные пласты, приведена в таблице 2.
Таблица №2. Характеристика коллекторских свойств продуктивных коллекторов
| Наименование | Проницаемость, мкм2 | Пористость, доли ед. | Нефтенасыщенность, д.ед. | Проницаемость, мкм2 | Пористость, доли ед. | Нефтенасыщенность, д.ед. | Проницаемость, мкм2 | Пористость, доли ед. | Нефтенасыщенность, д.ед. | Проницаемость, мкм2 | Пористость, доли ед. | Нефтенасыщенность, д.ед. | ||
| Верейский | Башкирский | Визейский | Турнейский | |||||||||||
| Кол-во определений | 633 | 742 | 1077 | 149 | 180 | 1402 | 73 | 157 | 1428 | 246 | 342 | 2470 | ||
| Среднее значение | 0,198 | 0,164 | 0,755 | 0,162 | 0,139 | 0,705 | 0,574 | 0,201 | 0,720 | 0,280 | 0,144 | 0,757 | ||
| Коэф. вариации | 2,631 | 0,230 | 0,144 | 2,319 | 0,316 | 0,152 | 2,277 | 0,206 | 0,137 | 3,117 | 0,249 | 0,158 | ||
| Интервал изменения | 0,0001 | 0,068 | 0,51 | 0,0001 | 0,048 | 0,501 | 0,005 | 0,099 | 0,5 | 0,11 | 0,059 | 0,5 | ||
| 5,228 | 0,298 | 0,947 | 3,129 | 0,274 | 0,957 | 4,885 | 0,28 | 0,953 | 5,257 | 0,259 | 0,971 | |||
1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
Свойства нефти в пластовых условиях
Средние значения основных параметров, определенных по результатам анализа глубинных проб нефти, приведены в таблице 3.
Таблица № 3. Свойства нефти в пластовых условиях.
| Наименование параметра | Верейские отложения | Башкирские отложения | Визейские отложения | Турнейские отложения |
| Пластовое давление, МПа | 11,80 | 11,5 | 13,76 | 15,41 |
| Пластовая температура, °С | 24,0 | 25,0 | 30,1 | 29,8 |
| Давление насыщения, МПа | 7,81 | 7,11 | 8,37 | 8,27 |
| Газосодержание, м3 /т | 19,94 | 15,85 | 12,50 | 6,39 |
| Плотность в условиях пласта, кг/м3 | 879,3 | 880,6 | 893,2 | 916,6 |
| Вязкость в условиях пласта, мПа с | 16,60 | 17,36 | 25,77 | 65,4 |
| Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4 | 1,044 | 1,032 | 1,028 | 1,013 |
| Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: | 1,559 | 1,541 | 1,453 | 1,270 |
| Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С | 892,1 | 891,7 | 904,8 | 920,9 |
Нефти верейских отложений характеризуются по принятой классификации как средние по плотности и с повышенной вязкостью. Сравнение физико-химических свойств нефти показывает, что плотность нефти в пластовых условиях по пласту B-II выше (0,8828 г/см3), чем по пласту B‑IIIa (0,8783 г/см3), что связано с ее более низким газосодержанием (17,49 м3/т). Нефть пласта B‑IIIa характеризуется более низкой динамической вязкостью (16,02 мПа·с). Нефть, отобранная в пробах из совместных пластов B-II, B-IIIa и B-IIIб верейского горизонта (скв. 194R, 1985 и 2016) , по своим свойствам близка к нефти из пласта B-IIIa, поэтому параметры нефти для пласта B-IIIб рекомендуется брать по аналогии с пластом B-IIIa. Диапазон изменения физических свойств нефти по пластам месторождения не велик, что позволяет отметить их однотипность.
В башкирском ярусе большая часть представительных проб (восемь из десяти) отобрана из совместных пластов, поэтому пласты охарактеризованы по средним значениям параметров нефти по всем пробам. Большинство параметров нефти, отобранной в скв. 131, 252 и 253 (на Черепановском поднятии) меняется значительно: диапазон изменения динамической вязкости: 10,19-22,04 мПа∙с, плотности нефти в пластовых условиях: 0,8541-0,8950 г/см3, объемного коэффициента: 1,016-1,065, газонасыщенности: 11,60-24,76 м3/т; различия между давлениями насыщения значительно ниже, 4,60-6,10 МПа. Такое же изменение в значениях динамической вязкости, объемного коэффициента и газонасыщенности прослеживается и на Воткинском поднятии, соответственно: 13,6-28,73 мПа∙с, 1,025-1,040 и 10,8-18,0 м3/т. По месторождению в отложениях среднего карбона не наблюдается хорошо выраженной зависимости изменения параметров пластовой нефти с глубиной залегания и по площади.
Нефти башкирских отложений характеризуются как нефти с повышенной вязкостью (более 10,0 мПа∙с).
В визейском ярусе выделены семь продуктивных пластов с C-II по C-VII. Из-за недостатка проб отдельно по пластам, средние значения параметров нефти рассчитаны в целом для визейского объекта по всем имеющимся пробам. Нефти визейских отложений также характеризуются как нефти с повышенной вязкостью.
В турнейском ярусе выделены продуктивные пласты Ct-III, Ct-IV. Нефть малевско-упинского возраста (пласт Ct-IV) изучена по девяти представительным пробам, отобранным в скв. 131R, 180R, 306R, 1319, 1445 и 1811. Она характеризуется как тяжелая (0,9166 г/см3), высоковязкая (более 30 мПа∙с).По пластам Ct-III черепетского горизонта турнейского яруса и D3-zv заволжского надгоризонта фаменского яруса пробы не отбирались.
Таблица № 4. Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях
| Наименование параметра | Верейские отложения | Башкирские отложения | Визейские отложения | Турнейские отложения |
| Плотность при 200С, кг/м3 | 892,1 | 891,7 | 904,8 | 920,9 |
| Вязкость, мПа.с при 20ОС | 37,67 | 31,87 | 65,16 | 128,13 |
| Молярная масса, г/ моль | ||||
| Температура застывания, °С | -8,0 | -12,7 | -8,6 | -7,0 |
| Массовое содержание, % | ||||
| серы | 2,91 | 2,74 | 3,19 | 3,55 |
| смол силикагелевых | 17,84 | 17,26 | 18,40 | 21,40 |
| асфальтенов | 4,70 | 4,45 | 5,06 | 4,17 |
| парафинов | 4,35 | 4,70 | 4,28 | 4,80 |
Растворенный в нефти газ
Газ, растворенный в нефти продуктивных отложений среднего и нижнего карбона, изучен при сепарации глубинных проб. Средние значения основных параметров газа приведены в таблице 4.8. Газ верейских и башкирских залежей по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота 50%) , турнейских - азотным (содержание азота > 80%).
Таблица №5. Компонентный состав нефтяного газа.
| Наименование параметра | Верейские отложения | Башкирские отложения | Визейские отложения | Турнейские отложения |
| Молярная концентрация, % | ||||
| - сероводород | ||||
| - двуокись углерода | 0,88 | 0,14 | 0,31 | 1,35 |
| - азот+редкие | 35,72 | 40,00 | 57,05 | 87,20 |
| в т.ч. гелий | 0,016 | 0,019 | 0,047 | 0,059 |
| - метан | 11,76 | 9,65 | 6,63 | 1,94 |
| - этан | 13,56 | 13,21 | 7,87 | 2,67 |
| - пропан | 20,48 | 19,91 | 14,45 | 2,59 |
| - изобутан | 4,02 | 4,09 | 3,50 | 1,49 |
| - норм, бутан | 8,03 | 7,18 | 5,96 | 1,75 |
| - изопентан | 2,65 | 2,59 | 2,05 | 1,18 |
| - норм. пентан | 2,07 | 1,78 | 1,37 | 0,74 |
| - гексаны | ||||
| - октаны | ||||
| - остаток С9+ | 1,10 | 1,48 | 0,95 | 0,94 |
| Плотность | ||||
| - газа, кг/м3 | 1,559 | 1,541 | 1,453 | 1,270 |
| - газа (по воздуху), доли ед. | 1,294 | 1,279 | 1,206 | 1,054 |
| - нефти, кг/м3 | 894,3 | 891,7 | 904,8 | 920,9 |
Пластовые воды
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
