ГЕОЛОГИЯ ИСПРАВЛЕНАЯ. 1 Геологофизическая характеристика АзевоСалаушского месторождения
 Скачать 1.16 Mb.
|
|
Таблица 4 Компонентный состав нефтяного газа при дифразгазированииАзево-Салаушского месторождения
Полная характеристика нефтей башкирского яруса (C2b) затруднительна, поскольку лишь по данным одной пробы приводятся данные о давлении насыщения (1,7 мПа) и плотности пластовой нефти (897,0 кг/м3). Характеристика вязкости, объемного коэффициента и плотности дегазированной нефти по аналогии с показателями верейского горизонта. Свойства разгазированной нефти характеризуются тремя способами, анализ которых показал, что содержание серы изменяется от 2,3% до 4,0% (среднее значение 3,%), асфальтенов – от 2,2% до 7,8% (среднее значение 4,1%), парафинов 2,6%, выход светлых фракций (до 300 0С) составляет 24,0%. По тульскому горизонту (C12tl) проанализировано 18 проб из шести скважин. Нефть обладает следующими свойствами: давление насыщения изменяется от 1,3 до 4,2 мПа (среднее значение 2,7 мПа), газовый фактор равен 2,4 м3/т, вязкость изменяется от 29,7 до 146,2 мПа*с (среднее значение 55,2 мПа*с), плотность при дифразгазировании равна 898,0 кг/м3. По данным поверхностных проб в нефти содержится: серы – 2,8%, асфальтенов – 4,5%. Фракционный состав нефти в процентах следующий: до 100 0С – 1,8, до 200 0С – 13,7, до 300 0С –36%. Нефть турнейского яруса (C1t) характеризуется на основании двух пластовых проб, по которым получено, что давление насыщения равно 3,6 мПа, газовый фактор - 4,6 м3/т, вязкость равна 73,9 мПа*с, а плотность дегазированной нефти при дифразразировавии – 902,6 кг/м3. Поверхностных проб до горизонту не имеется. По бобриковскому горизонту (C1bb) проанализировано 11 пластовых из 5 скважин и 7 поверхностных проб из трех скважин, в результате чего установлено, что давление насыщения изменяется от 1,0 до 5,8 мПа (среднее - 2,8 МПа), газовый фактор равен 1,5 м3/т, вязкость изменяется от 45,0 до 89,0 мПа*с (среднее значение 68,4 мПа*с) плотность при дифразгазировании - 900,0 кг/м3 Фракционный состав нефти: до 100 0С – 0,5%, до 200 0С – 12%, до 300 0С – 30%. Нефти кыновского горизонта (D3kn) изучались по наибольшему количеству глубинных и поверхностных проб, установлено, что давление насыщения изменяется от 5,4 до 9,4 мПа (среднее 7,4), газовый фактор равен 13,8 м3/т, вязкость изменяется от 7,7 до 9,3 мПа*с), объемный коэффициент равен 1,0394, плотность при дифразгазировании – 869,0 кг/м3, содержание серы по горизонту изменяется от 1,5 до 2,7% (среднее 1,9%), а асфальтенов от 0,4 до 5,7% (среднее 1,1%). Физико-химические свойства пластовых нефтей пашийского горизонта (D3p) изучены по пяти пробам из 4 скважин и характеризуются следующими показателями: давление насыщения изменяется от 7,6 до 8,1 мПа (среднее 7,9 мПа), газовый фактор равен 10,7 м3/т, вязкость изменяется от 11,7 до 17.6 мПа*с (среднее значение – 14,9 мПа*с), объемный коэффициент изменяется от1.037 до 1.1100 (среднее значение 1,056). Плотность при дифразгазировании равна 881,4 кг/м3. Таблица 5 Физико-химические свойства и фракционный и состав разгазированной нефти по пластам Азево-Салаушского месторождения
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||