ГЕОЛОГИЯ ИСПРАВЛЕНАЯ. 1 Геологофизическая характеристика АзевоСалаушского месторождения

• Название: 1 Геологофизическая характеристика АзевоСалаушского месторождения
• Дата: 07.04.2018
• Размер: 1.16 Mb.
• Имя файла: ГЕОЛОГИЯ ИСПРАВЛЕНАЯ.doc
• Тип: Документы; #40544
• страница: 5 из 5

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти приведены в таблице 5, по которой отмечается тенденция увеличения по отложениям снизу вверх таких параметров как вязкости при различных температурах, содержание серы, асфальтенов.

Характеристика компонентного состава газа при дифференциальном разгазировании по горизонтам приведена в таблице 6
Таблица 6

Компонентный состав нефтяного газа при дифразгазировании

Азево-Салаушского месторождения

Наименование компонентов	Горизонт
	Тульский C1tl	Бобриковский C1bb	Кыновский D3kn	Пашийский D3p
1	2	3	4	5
Сероводород, % мольн.	0,06	0,03	0,04	-
Углекислый газ, % мольн.	2,43	3,12	1,31	1,09
Азот+редкие, % мольн.	49,84	59,54	37,98	50,04
Метан, % мольн.	29,31	15,09	42,67	38,87
Этан, % мольн.	8,75	9,16	7,26	3,89
1	2	3	4	5
Пропан, % мольн.	6,11	8,47	5,61	3,91
Изобутан, % мольн.	1,40	1,56	1,62	0,60
Н-Бутан, % мольн.	1,27	1,67	2,08	0,83
Изопентан, % мольн.	0,82	0,80	0,63	0,33
Н-Пентан, % мольн.	0,31	0,33	0,40	0,19
Гексан+высшие, % мольн.	0,51	0,22	0,40	0,45
Плотность при стандартных условиях, кг/м3	1,2498	1,2955	1,2499	1,1406
Плотность при дифразгазировании,кг/м3	1,1539	1,2468	1,0818	1,0478

С целью получения данных для проектирования рациональных систем сбора и транспорта нефти и газа была установлена средняя величина рабочего газового фактора. Она изменяется от 0,91 м³/т (каширский горизонт) до 13,8 м³/т (кыновский горизонт).

На основании изучения результатов всех анализов физико-химических свойств нефтей Азево-Салаушского месторождения можно отметить, что они относятся к группе тяжелых, высокосернистых парафиновых нефтей, а по направлению от верхнего девона к нижнему карбону, т.е. снизу вверх нефти становятся более тяжелыми с увеличением содержания серы, парафина, асфальтенов и с уменьшением выхода светлых фракций.

В отложениях пашийско-кыновского горизонта водонасыщенными являются песчано-алевролитовые породы. Дебит скважин колеблется от шести до 65 м³/сут при динамических уровнях 120 – 927 м. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках минус 14 – 19 м. Тип воды хлоркальциевый (по Сулину В.А.). Режим залежи упруговодонапорный. Общая минерализация пластовых вод составляет 258,13 – 285,8 г/л, плотность – 1172,0 – 1185,8 кг/м³, вязкость – 1,71 – 1,91 мПа*с, рН = 3,8….6,5. Газовый состав пластовых вод азотно-метановый. Газонасыщенность составляет 0,25 – 0,31 м³. Упругость газа – 5,0 – 10,0 мПа. Объемный коэффициент 1,0013.

В разрезе бобриковско-тульского горизонта водоносными являются песчано-алевритовые породы. Дебит скважин колеблется от 2 до 22 м³/сут, при понижении динамического уровня на 74 – 1039 м. Статистический уровень устанавливается на абсолютных отметках плюс 20 – 31 м. Режим залежи упруговодонапорный. По химическому составу пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация составляет 235,8 – 256,4 г/л, плотность – 1154,0 - 1172,0 кг/м³, вязкость – 1,64-1,75 мПа*с, рН = 5,0….7,1. Газовый состав пластовых вод метано-азотный. Газонасыщенность составляет 0,09 – 0,20 м³. Упругость газа – 3,0 – 5,0 мПа. Объемный коэффициент 0,9989.

В разрезе башкирско-верейских отложений водоносными являются карбонатные породы. Дебит скважин не превышает трех м³/сут, при понижении динамического уровня на 600м. Статистический уровень устанавливается на абсолютной отметке плюс 40 м. По химическому составу подземные воды относятся к хлорокальциевому типу по (Сулину В.А.). Общая минерализация пластовых вод составляет 234,2 – 253,7 г/л, плотность 1168,8 – 1165,0 кг/м³, вязкость – 1,70 – 1,73 мПа с, рН = 5,8….6,5.