Изучение на примере Ново-Давыдовского месторождения геологическое строение Припятского прогиба, страница 10

Физико – химические свойства разгазированной нефти определены по 7 глубинным пробам в шести скважинах. Нефть имеет плотность в среднем - 0,858 г/см³. По содержанию серы нефть относится к подклассу малосернистых ( 0,17 – 0,44%, среднее значение – 0,31% ), по содержанию асфальто – смолистых веществ – высокосмолистая (среднее содержание - 11%масс.), по содержанию парафинов – парафинистая  (5,09% масс.).  Выход светлых фракций, выкипающих при температуре до 200⁰ С составляет 22,5%об., до 300⁰ С – 40,5% об., что позволяет отнести ее к типу 2 для внутреннего пользования.

В нефтяном газе содержится 721,49 г/см³ С_3+высш. углеводородов, следовательно является жирным. Доля неуглеводородных компонентов составляет 0,146%мольн. углекислого газа и 0,713% мольн. азота.

Физико – химические свойства нефти по задонскому горизонту приведены в таблице 2.7 по данным БелНИГРИ. Плотность в среднем составляет 0,8626 г/см³, что позволяет отнести нефть к подклассу средних по плотности. Нефть является парафинистой (среднее содержание –5,34%), смолистой (содержание смол - 5,45%, асфальтенов – 2,415).Температура застывания нефти в среднем составляет  9⁰  С. Вязкость  нефти в поверхностных условиях – 31 мм²/с

Нефть воронежского горизонта из скважины 110 охарактеризована пробой из скважины 110 (данные  БелНИГИ) характеризуется средними плотностью (0,8269г/см³), парафинистостью (3,16%масс), смолистостью (4,5% масс). Вязкость нефти в поверхностных условиях – 25,42мм²/с.

4 Гидрогеологическая характеристика

4.1   Физико-химические свойства и состав пластовых рассолов                                       

         и попутно добываемых вод

Пластовые воды межсолевой залежи нефти Ново-Давыдовского месторождения являются высокоминерализованными хлоркальциевыми рассолами. Величины общей минерализации и плотности вод, а также содержания основных компонентов приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1   -  Содержание ионов и примесей в пластовой воде

Динамическая вязкость рассолов в начальных пластовых условиях, рассчитанная по уравнениям А.В. Кудельского и др. (1985 г.), составляет (0,966-1.252) *10^-3 Па ^. с (в среднем 1.092*10^-3 Па ^. с).

При снижении давления и температуры в стволах добывающих скважин и на промысловом оборудовании из пластовых рассолов может отлагаться галит, а при их смешении с технологическими водами, содержащими высокие концентрации сульфатов и гидрокарбонатов, может выпадать гипс, ангидрит, кальцит и реже доломит.

На начальном этапе добывающие скважины обводнялись пластовыми водами плотностью около 1,25 г/см³. Это привело к проблемам с отложением солей, в связи с чем в настоящее время проводятся частые обработки этих скважин пресной водой. В 2000-2005 годах объем подливаемой в добывающие скважины пресной воды составил около 27 700 м³. В настоящее время попутно добываемые воды представляют собой смеси пластовых рассолов и технологических вод в различных пропорциях. Наибольшая доля пластовых рассолов отмечалась в попутных водах скважин 123 и 110.

4.2    Запасы нефти и растворенного газа

Первоначально  подсчет запасов произведен в БелНИГРИ по задонско–елецкой залежи в 1995 году. Границы для подсчета запасов (западная, восточная и северная) по елецко – задонской залежи установлены по данным бурения и сейсморазведки. Северной границей залежи служит зона отсутствия межсолевых отложений, западной и восточной – тектонические нарушения, южной – линия ВНК.