Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Свойства и состав нефти,газа и воды
Нефть визейских отложений (табл. 6) характеризуется как нефть с повышенной вязкостью: динамическая вязкость изменяется от 8,30 до 24,10 мПа∙с, составляя в среднем 17,21 мПа∙с; со средней плотностью 0,8865 г/см3, варьирующей в диапазоне от 0,8430 до 0,8970 г/см3; средней газонасыщенностью равной 15,42 м3/т, изменяющейся от 11,20 до 18,10 м3/т, со средним давлением насыщения 6,30 МПа, изменяющимся в диапазоне от 5,44 до 9,02 МПа. Нефть визейских отложений (табл. 6) характеризуется как нефть с повышенной вязкостью: динамическая вязкость изменяется от 17,75 до 22,30 мПа∙с, составляя в среднем 20,01 мПа∙с; со средней плотностью 0,8862 г/см3, варьирующей в диапазоне от 0,8850 до 0,8900 г/см3; средней газонасыщенностью равной 12,35 м3/т, изменяющейся от 11,60 до 13,05 м3/т, со средним давлением насыщения 7,23 МПа, изменяющимся в диапазоне от 5,51 до 8,55 МПа. Нефть визейских отложений (табл. 6) характеризуется как нефть с повышенной вязкостью: динамическая вязкость изменяется от 12,00 до 19,50 мПа∙с, составляя в среднем 16,30 мПа∙с; со средней плотностью 0,8790 г/см3, варьирующей в диапазоне от 0,8630 до 0,8930 г/см3; средней газонасыщенностью равной 13,58 м3/т, изменяющейся от 11,50 до 15,90 м3/т, со средним давлением насыщения 7,10 МПа, изменяющимся в диапазоне от 5,23 до 8,88 МПа. Свойства нефти в поверхностных условиях Поверхностная нефть визейских отложений (табл. 7) характеризуется как нефть битуминозная по плотности, изменяющейся в диапазоне от 0,8876 до 0,9057 г/см3, составляющей в среднем 0,8971 г/см3; высокосмолистая: массовое содержание силикагелевых смол изменяется в диапазоне от 13,80 до 20,80 %, составляя в среднем 16,80 %; парафинистая: массовое содержание парафина варьирует в диапазоне от 2,31 до 8,10 %, составляя в среднем 4,32 %; высокосернистая: массовое содержание серы изменяется в пределах от 2,09 до 3,18 %, составляя в среднем 2,48 %. Поверхностная нефть визейских отложений (табл. 7) характеризуется как нефть битуминозная по плотности, изменяющейся в диапазоне от 0,8870 до 0,9163 г/см3, составляющей в среднем 0,9055 г/см3; высокосмолистая: массовое содержание силикагелевых смол изменяется в диапазоне от 14,10 до 22,10 %, составляя в среднем 19,83 %; парафинистая: массовое содержание парафина варьирует в диапазоне от 3,40 до 5,80 %, составляя в среднем 4,45 %; высокосернистая: массовое содержание серы изменяется в пределах от 2,15 до 3,16 %, составляя в среднем 2,66 %. Поверхностная нефть визейских отложений (табл. 7) характеризуется как нефть тяжелая по плотности, изменяющейся в диапазоне от 0,8841 до 0,9055 г/см3, составляющей в среднем 0,8924 г/см3; высокосмолистая: массовое содержание силикагелевых смол изменяется в диапазоне от 5,80 до 20,90 %, составляя в среднем 15,62 %; парафинистая: массовое содержание парафина варьирует в диапазоне от 2,00 до 14,40 %, составляя в среднем 4,28 %; высокосернистая: массовое содержание серы изменяется в пределах от 1,90 до 4,80 %, составляя в среднем 2,33 %. Растворенный в нефти газ Попутный газ визейской залежи по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота 38,43 %), с относительным удельным весом газа по воздуху - 1,289, содержанием метана – 8,10 %, этана – 12,95 %, пропана – 21,86 %. Попутный газ визейской залежи по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота 41,12 %), с относительным удельным весом газа по воздуху - 1,192, содержанием метана – 7,19 %, этана – 11,52 %, пропана – 18,69 %. Попутный газ визейской залежи по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота 43,37 %), с относительным удельным весом газа по воздуху - 1,298, содержанием метана – 7,03 %, этана – 11,54 %, пропана – 18,33 % [3]. Таблица 6 Свойства пластовой нефти визейских отложений по поднятиям
Таблица 6(продолжение)
Таблица 7 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти визейских отложений по поднятиям
Таблица 7 (продолжение)
Запасы нефти, газа, КИН Первоначально подсчет запасов нефти выполнен разведочным бурением в 1977 году по состоянию изученности месторождения на 01.01.1977 г. Запасы утверждены ГКЗ СССР (протокол № 7980 от 23.12. 77). Геологические запасы составили: категории С1 – 175704,9 тыс.т, категории С2 – 36176,6 тыс.т. После эксплуатационного разбуривания месторождения институтом ТатНИПИнефть в 1989 году выполнен пересчет запасов нефти Ельниковского месторождения (протоколы №10818, 10819 ГКЗ СССР от 28.02.1990 г). Сведения о принятых подсчетных параметрах, геологических и извлекаемых запасах нефти и растворенного газа Ельниковского месторождения по поднятиям, пластам и залежам приведены в табл. 5. Оценка категорийности запасов каждой из залежей была проведена с учетом состояния достигнутой геолого-геофизической изученности месторождения. В результате пересчета начальные извлекаемые запасы нефти промышленных категорий в целом по месторождению уменьшились с 64950 тыс. т до 38044 тыс. т (на 41,4%). Всего начальные геологические запасы по категориям В+С1 на момент утверждения составили 111,3 млн.т, извлекаемые - 38,0 млн. т; по категории С2 – 31 и 6,5 млн. т соответственно. По сложности геологического строения месторождение отнесено к группе сложных, характеризуется невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, литологическими замещениями коллекторов [3]. На 1.01.12 г в целом по месторождению запасы нефти составляют [7]: начальные геологические: по категории В+С1 – 138,1 млн. т; С2 - 8,5 млн. т начальные извлекаемые: по категории В+С1 – 43,8 млн. т; С2 - 2,1 млн. т. |
Последнее изменение этой страницы: 2019-03-21; Просмотров: 388; Нарушение авторского права страницы