Подсчет запасов нефти и газа объемным методом на Тананыкском месторождении, страница 9

Продуктивная часть пласта Б₂  сложена в основном 2-9 проницаемыми пропластками, а в скважине №287 количество их достигает 12, только в скважинах №№150, 238 пласт монолитен, толщина его соответственно равна 8,6 и 11,3 м. Коэффициенты песчаности и расчлененности пласта Б₂  равны 0,6 и 5,7.

1.6. Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газа пласта Б₂

           По результатам исследований и расчетов, плотность пластовой нефти изменяется от 0,8870 до 0,8988 г/см³, давление насыщения нефти газом, при пластовой температуре, от 7,2 до 7,36 МПа, пластовый газовый фактор от 23,9 до 28,4 м³/т.

   Здесь и далее при описании газовых факторов объем газа приведен к 20 ⁰С и 760 мм.рт.ст.

Динамическая вязкость пластовой нефти от 31,8 до 32 мПа*с. После ступенчатой сепарации, в рабочих условиях, плотность нефти составляет 0,9292 г/см³, рабочий газовый фактор 23,8 м³/т, динамическая вязкость 234,9 мПа*с.

   По товарной характеристики нефть высокосернистая (серы от 2,89 до 3,6 % масс.), парафинистая (парафина от 4,98 до 6,64 % масс.), смол селикагелевых от 12,4 до 18,05 % масс., асфальтенов от 8,98 до 14 % масс. Выход светлых фракций, при разгонке до 300 ⁰С, составляет 25-26% объема.   Температура плавления парафина - 56 ⁰С.

   В газе, выделившимся из нефти при ступенчатой сепарации в рабочих условиях, сероводорода - 0,49 % моль, метана - 34,88 % моль, высших углеводородов - 29,68 % моль, гелия-0,028 % моль. Относительная плотность газа по воздуху - 1,076 кг/м³.

   Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов представлена в табл.1.4.

Таблица 1.4      

Геолого-физическая  характеристика продуктивных пластов