Приобское месторождение находится в центральной части Западно-Cибирской равнины. В административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе в 65 км к востоку от г.Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от г.Нефтеюганска.
В период 1978-1979 г.г. в результате детальных сейсморазведочных работ МОВ ОГТ было выявлено Приобское поднятие. С этого момента начинается детальное изучение геологического строения территории: широкое развитие сейсморазведочных работ в сочетании с глубинным бурением.
Открытие Приобского месторождения состоялось в 1982 г. в результате бурения и испытания скважины 151, когда был получен промышленный приток нефти дебитом 14,2 м3/сут на 4 мм штуцере из интервалов 2885-2977 м (Тюменская свита ЮС2) и 2463-2467 м (пласт АС111) – 5,9 м3/сут при динамическом уровне 1023 м.
Приобская структура, согласно тектонической карты мезокайнозойского платформенного чехла.
Западно-Сибирской геосинеклизы, располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Ляминской группы поднятий.
Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.
Продуктивными пластами на Приобском месторождении являются пласты группы “АС”: АС7, АС9, АС10, АС11, АС12. В стратиграфическом плане данные пласты относятся к меловым отложениям верхне вартовской свиты. Литологически верхне-вартовская свита сложена частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов с песчаниками и алевролитами. Аргиллиты темно-серые, серые с зеленоватым оттенком, алевритистые, слюдистые. Песчаники и алевролиты серые, глинистые, слюдистые, мелкозернистые. Среди аргиллитов и песчаников встречаются прослои глинистых известняков, конкреции сидерита.
В породах встречается обугленный растительный детрит, редко двустворки (иноцерамы) плохой и средней сохранности.
Проницаемые породы продуктивных пластов имеют северо-восточное и субмеридиальное простирание. Практически для всех пластов характерно увелечения суммарных эффективных толщин, коэффициента песчанистости, в основном, к центральным частям зон развития коллекторов, по повышению коллекторских свойств и соответственно, укрепление обломочного материала происходит в восточном (для пластов горизонта АС12) и северо-восточном направлениях (для горизонта АС11).
Горизонт АС12 представляет собой мощное песчаное тело, вытянутое с юго-запада на северо-восток в виде широкой полосы с максимальными эффективными толщинами в центральной части до 42 м (скв. 237). В данном горизонте выделяются три объекта: пласты АС123, АС121-2, АС120.
Залежи пласта АС123 представлены в виде цепочки песчаных линзовидных тел, имеющих северо-восточное простирание. Эффективные толщины изменяются от 0,4 м до 12,8 м, причём более высокие значения приурочены к основной залежи.
Основная залежь АС123 вскрыта на глубинах -2620 и -2755 м и является литологически экранированной со всех сторон. Размеры залежи 34 х 7,5 км, а высота – 126 м.
Залежь АС123 в районе скв. 241 вскрыта на глубинах -2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Размеры залежи составляют 18 х 8,5 км, высота – 76 м.
Залежь АС123 в районе скв. 234 вскрыта на глубиннах 2632-2672 м и представляет собой линзу песчаников на западном погружении Приобской структуры. Размеры залежи 8,5 х 4 км, а высота – 40 м, тип литологически экранированный.
Залежь АС123 в районе скв. 15-С вскрыта на глубинах 2664-2689 м в пределах Селияровского структурного выступа. Размеры литологически экранированной залежи составляют 11,5 х 5,5 км, а высота – 28 м.
Залежь АС121-2 – основная, является самой крупной на месторождении. Приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими по амплитуде локальными поднятиями (р-н скв.246, 400) с зонами перехода между ними. С трех сторон ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Однако, учитывая значительные расстояния граница залежи пока условно ограничена линией, проходящей в 2 км к югу от скв. 271 и 259. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапозоне от 0,8 м (скв. 407) до 40,6 м (скв. 237) притоки нефти до 26 м3/сут на 6 мм штуцере (скв. 235). Размеры залежи 45 х 25 км, высота – 176 м.
Залежь АС121-2 в районе скв. 4-ХМ вскрыта на глубинах 2659-2728 м и приурочена к песчаной линзе на северо-западном склоне Ханты-Мансийского локального поднятия. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 1,2 м. Размеры залежи 7,5 х 7 км, высота – 71 м.
Залежь АС121-2 в районе скв. 330 вскрыта на глубинах 2734-2753м Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,2 до 2,8 м. Размеры залежи составляют 11 х 4,5 км, высота – 9 м. Тип – литологически экранированный.
Залежи пласта АС120 – основная – вскрыта на глубиннах 2421-2533 м. Она представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 (скв. 172) до 27 м (скв. 262). Притоки нефти до 48м3/сут на 8 мм штуцере. Размеры литологически экранированной залежи 41 х 14 км, высота – 187 м. Залежь АС120 в районе скв. 331 вскрыта на глубиннах 2691-2713 м и представляет собой линзу песчаных пород. Нефтенасыщенная толщина в этой скважине составляет 10 м. Размеры 5 х 4,2 км, высота – 21 м. Дебит нефти – 2,5 м3/сут на Нд =1932 м.
Залежь пласта АС112-4 литологически экранированного типа, всего насчитывается 8, вскрытыми 1-2 скважинами. В площадном отношении залежи располагаются в виде 2 цепочек линз в восточной части (наиболее приподнятой) и на западе в более погруженной части моноклинальной структуры. Нефтенасыщенные толщины на востоке увеличиваются в 2 и более раз по сравнению с западными скважинами. Общий диапазон изменения от 0,4 до 11 м.
Залежь пласта АС112-4 в районе скв.246 вскрыта на глубине 2513-2555 м. Размеры залежи 7 х 4,6 км, высота – 43 м.
Залежь пласта АС112-4 в районе скв. 247 вскрыта на глубине 2469-2490 м. Размеры залежи 5 х 4,2 км, высота – 21 м.
Залежь пласта АС112-4 в районе скв. 251 вскрыта на глубине 2552-2613 м. Размеры залежи 7 х 3,6 км, высота – 60 м.
Залежь пласта АС112-4 в районе скв. 232 вскрыта на глубине 2532-2673м. Размеры залежи 11,5 х 5 км, высота – 140 м.
Залежь пласта АС112-4 в районе скв. 262 вскрыта на глубине 2491-2501м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота – 10 м.
Залежь пласта АС112-4 в районе скв.271 вскрыта на глубине 2550-2667м. Размеры залежи 14 х 5 км.
Залежь пласта АС112-4 в районе скв. 151 вскрыта на глубине 2464-2501м. Размеры залежи 5,1 х 3 км, высота – 37 м.
Залежь пласта АС112-4 в районе скв. 293 вскрыта на глубине 2612-2652 м. Размеры залежи 6,2 х 3,6 км, высота – 40 м.
Залежи пласта АС111 приурочены, в основном, к присводовой части в виде широкой полосы северо-восточного простирания, ограниченые с трех сторон зонами глинизации.
Основная залежь АС111 является второй по значению в пределах Приобского месторождения вскрыта на глубинах 2421-2533 м. С трех сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно, по линии, проходящий в 2 км к югу от скв.271 и 259. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м3/сут при динамическом уровне – 1195 м (скв. 243) до 118 м3/сут через 8 мм штуцер (скв.246). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 м (скв. 172) до 41,6 (скв.246). Размеры залежи составляют 48 х 15 км, высота до 112 м, тип – литологически экранированный.
Залежи пласта АС110. Пласт АС110 имеет весьма незначительную зону развития коллекторов в виде линзовидных тел, приуроченных к погруженным участкам присводовой части.
Залежь АС110 в районе скв. 408 вскрыта на глубине 2432-2501 м. Размеры залежи 10,8 х 5,5 км, высота – 59 м, тип литологически экранированный. Дебит нефти из скв. 252 составил 14,2 м3/сут на Нд =1410 м.
Залежь АС110 в районе скв. 172 вскрыта одной скважиной на глубине 2442-2446 м и имеет размеры 4,7 х 4,1 км, высоту – 3 м. Дебит нефти составил 4,8 м3/сут на Нд =1150 м.
Залежь АС110 в районе скв. 461 имеет размеры 16 х 6 км. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 4,8 м. Тип залежи – литологически экранированный. Дебит нефти из скв. 461 составил 15,5 м3/сут, Нд =1145 м.
Залежь АС110 в районе скв. 425 вскрыта одной скважиной. Нефтенасыщенная мощность – 3,6 м. Дебит нефти составил 6,1 м3/сут на Нд =1260 м.
Горизонт АС10 вскрыт в пределах центральной зоны Приобского месторождения, где приурочены к более погруженным местам присводовой части, а так же к юго-западному крылу структуры. Разделение горизонта на пласты АС101, АС102-3 (в центральной и восточной части) и АС102-3 (в западной) в известной степени условное и определяется условиями залегания, формирования этих отложений при учёте литологического состава пород и физико-химической характеристики нефтей.
Залежь основная АС102-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Дебиты нефти находятся в пределах от 1,5 м3/сут на 8 мм штуцере (скв. 181) до 10 м3/сут на Нд =1633 м (скв. 421). Нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,8 м (скв. 180) до 15,6 м (скв. 181). Размеры залежи составляют 31 х 11 км, высота до 292 м, залежь – литологически экранированная.
Залежь АС102-3 в районе скв. 243 вскрыта на глубинах 2393-2433 м. Дебит нефти составляет 8,4 м3/сут при Нд =1248 м (скв. 237). Нефтенасыщенные толщины – 4,2 – 5 м. Размеры 8 х 3,5 км, высота до 40 м. Тип залежи – литологически экранированная.
Залежь АС102-3 в районе скв. 295 вскрыта на глубинах 2500-2566 м и контролируется зонами глинизации пласта. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 до 8,4 м. В скв. 295 получено 3,75 м3/сут при Нд =1100 м. Размеры залежи 9,7 х 4 км, высота – 59 м.
Основная залежь АС101 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Зоны замещения коллекторов контролируют залежь с трех сторон, а на юге ее границе проведена условно на расстоянии 2 км от скв. 259 и 271. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 (скв. 237) до 11,8 м (скв. 265). Дебиты нефти: от 2,9 м3/сут при Нд =1064 м (скв. 236) до 6,4 м3/сут на 2 мм штуцере. Размеры залежи 38 х 13 км, высота до 120 м, тип залежи – литологически экранированный.
Залежь АС101 в районе скв. 420 вскрыта на глубинах 2480-2496 м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота – 16 м.
Залежь АС101 в районе скв. 330 вскрыта на глубинах 2499-2528 м. Размеры залежи 6 х 4 км, высота – 29 м.
Залежь АС101 в районе скв. 255 вскрыта на глубинах 2468-2469 м. Размеры залежи 4 х 3,2 км.
Завершает разрез пачки пластов АС10 продуктивный пласт АС100. В пределах которого выявлено три залежи, расположенных в виде цепочки субмеридианального простирания.
Залежь АС100 в районе скв. 242 вскрыта на глубинах 2356-2427 м, является литологически экранированной. Дебиты нефти составляют 4,9 – 9 м3/сут при Нд-1261-1312 м. Нефтенасыщенные толщины равны 2,8 – 4 м. Размеры залежи 15 х 4,5 км, высота до 58 м.
Залежь АС100 в районе скв. 239 вскрыта на глубинах 2370-2433 м. Дебиты нефти составляют 2,2 – 6,5 м3/сут при Нд-1244-1275 м. Нефтенасыщенные толщины равны 1,6 -2,4 м. Размеры залежи 9 х 5 км, высота до 63 м.
Залежь АС100 в районе скв. 180 вскрыта на глубинах 2388-2391 м, является литологически экранированной. Нефтенасыщенная толщина – 2,6м. Приток нефти составил 25,9 м3/сут при Нд-1070 м.
Покрышка над горизонтом АС10 представлена пачкой глинистых пород изменяется от 10 до 60 м с востока на запад.
Песчано-алевролитовые породы пласта АС9 имеют ограниченное распространение и представлены в виде фациальных окон, тяготеющих преимущественно к северо-восточным и восточным участкам структуры, а так же к юго-западному погружению.
Залежь пласта АС9 в районе скв. 290 вскрыта на глубинах 2473-2548 м и приурочена к западной части месторождения. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 3,2 до 7,2 м. Дебиты нефти составляют 1,2 – 4,75 м3/сут при Нд – 1382-1184 м. Размер залежи 16,1 х 6 км, высота – до 88 м.
На востоке месторождения выявлено две небольшие залежи ( 6 х 3 км). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 6,8 м. Притоки нефти 6 и 5,6 м3/сут при Нд =1300-1258 м. Залежи литологически экранированные.
Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС7, который имеет очень мозаическую картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.
Наибольшая по площади восточная залежь пласта АС7 вскрыта на глубинах 2291-2382 м. С трех сторон оконтурена зонами замещения коллекторов, а на юге ее граница условная и проведена по линии, проходящей в 2 км от скв.271 и 259. Ориентирована залежь с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти: 4,9 – 6,7 м3/сут на Нд =1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 7,8 м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 46 х 8,5 км, высота до 91 м.
Залежь АС7 в районе скв. 290 вскрыта на глубине 2302-2328 м. Нефтеносные толщины составляют 1,6 – 3 м. В скв. 290 получено 5,3 м3/сут нефти при Р =15МПА. Размер залежи 10 х 3,6 км, высота – 24 м.
Залежь АС7 в районе скв. 331 вскрыта на глубине 2316-2345 м и представляет собой линзовидное тело дугообразной формы. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3 до 6 м. В скв. 331 получен приток нефти 1,5 м3/сут при Нд =1511 м. Размеры литологически экранированной залежи 17 х 6,5 км, высота – 27 м.
Залежь АС7 в районе скв. 243 вскрыта на глубине 2254-2304 м. Нефтенасыщенные толщины 2,2-3,6 м. Размеры 11,5 х 2,8 км, высота – 51м. В скв. 243 получена нефть 1,84 м3/сут на Нд-1362 м.
Залежь АС7 в районе скв. 259 вскрыта на глубине 2300 м, представляет собой линзу песчаников. Нефтенасыщенная толщина 5,0 м. Размеры 4 х 3 км.
Краткая геолого-промысловая характеристика пластов
Приобского месторождения
Наименование показателей |
Кате-гория |
АС123 |
АС121-2 |
АС120 |
АС112-4 |
АС111 |
АС110 |
АС102-3 |
АС101 |
АС100 |
АС9 |
АС7 |
Начальные извлекаемые запасы, тыс.тонн |
ВС1 С2 |
7737 3502 |
230392 39058 |
26231 1908 |
3725 931 |
266919 4143 |
1377 445
|
40981 4484 |
33247 2643 |
569 932 |
323 |
1879 5672 |
Накопленная добыча,тыс.тонн |
|
6 |
415 |
47 |
35 |
360 |
4 |
1006 |
815 |
5 |
|
|
Годовая добыча,тыс.тонн |
|
6 |
164 |
7 |
10 |
179 |
4 |
190 |
150 |
5 |
|
|
Фонд скважин добывающие нагнетательные |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Схема разбуривания |
|
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
|
|
Размер сетки |
|
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
|
|
Плотность скважин |
|
25 |
25 |
25 |
25 |
25 |
25 |
25 |
25 |
25 |
|
|
Краткая геолого-промысловая характеристика пластов
Приобского месторождения
Параметры |
|
Индекс |
|
пласта |
|
||||||||||
Продуктивный пласт |
АС123 |
АС121-2 |
АС120 |
АС112-4 |
АС111 |
АС110 |
АС102-3 |
АС101 |
АС100 |
АС9 |
АС7 |
||||
Глубина залегания кровли пласта, м |
2620-2802 |
2536-2753 |
2495-2713 |
2464-2667 |
2421-2533 |
2442-2501 |
2393-2721 |
2374-2528 |
2356-2433 |
2393-2548 |
2254-2382 |
||||
Абсолютная отметка кровли пласта, м |
2587-2750 |
2504-2685 |
2460-2680 |
2423-2618 |
2388-2500 |
2400-2459 |
2360-2686 |
2340-2460 |
2322-2400 |
2357-2514 |
2220-2348 |
||||
Абсолютная отметка ВНК, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Общая толщина пласта, м |
18 |
46 |
24 |
20 |
24 |
15 |
35 |
20 |
10 |
18.8 |
12 |
||||
Эффективная толщина, м |
4.4 |
11.3 |
6.1 |
3.6 |
10.6 |
3.8 |
6.6 |
3.5 |
2.8 |
4.6 |
3.5 |
||||
Нефтенасыщенная толщина, м |
2.88 |
9.4 |
4.68 |
1.69 |
9.3 |
1.52 |
4.72 |
3.25 |
1.72 |
2.41 |
2.47 |
||||
Коэффициент песчанистости, доли,ед. |
0.49 |
0.40 |
0.45 |
0.28 |
0.53 |
0.63 |
0.47 |
0.48 |
0.51 |
0.42 |
0.54 |
||||
Петрофизичиская характеристика коллекторов
Параметры |
|
|
Индекс |
пласта |
|||||||||||
Продуктивный пласт |
|
АС123 |
АС121-2 |
АС120 |
АС112-4 |
АС111 |
АС110 |
АС102-3 |
АС101 |
АС100 |
АС9 |
АС7 |
|||
Карбонатность,% |
мин-мак среднее |
3.05 3.05 |
3.2 1.9-5.1 |
3.8 2.2-5.6 |
2.1 2.1 |
2.2 1.6-4.6 |
|
0.8 0.8 |
2.0 1.3-2.1 |
2.7 2.7 |
|
|
|||
Содержание фракций %, |
|
||||||||||||||
при размере зерен, 0.5-0.25мм |
мин-мак среднее |
1.75 |
1.6 |
1.6 |
|
1.4 |
|
1.0 |
0.8 |
|
|
|
|||
при размере зерен, 0.25-0.1 мм |
мин-мак среднее |
35.45 |
35.9 |
38.5 |
|
42.4 |
|
41.4 |
28.7 |
|
|
|
|||
при размере зерен, 0.1-0.01 мм |
мин-мак среднее |
53.2 |
51.3 |
48.3 |
|
46.3 |
|
42.3 |
60.7 |
|
|
|
|||
при размере зерен, 0.01 мм |
мин-мак среднее |
9.6 |
11.0 |
10.3 |
|
9.9 |
|
15.3 |
9.8 |
|
|
|
|||
Коэффициент отсортированности, |
мин-мак среднее |
|
1.814 |
1.755 |
|
1.660 |
|
|
1.692 |
|
|
|
|||
Медианный размер зерен,мм |
мин-мак среднее |
|
0.086 |
0.089 |
|
0.095 |
|
|
0.073 |
|
|
|
|||
Глинистость,% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Тип цемента |
|
глинистый, карбонатно-глинистый, пленочно-поровый. |
|||||||||||||
Коэфф. Открытой пористос. по керну, доли единицы |
мин-мак среднее |
0.17 0.16-0.18 |
0.18 0.17-0.19 |
0.18 0.17-0.20 |
0.19 0.18-0.19 |
0.20 0.18-0.22 |
|
0.18 0.18 |
0.20 0.20-0.22 |
0.17 0.17 |
|
|
|||
Коэфф. проницаемости по керну, 10-3 мкм2 |
мин-мак среднее |
1.04 1.0-1.05 |
5.41 0.59-20.2 |
4.76 0.57-13.0 |
15.9 4.3-27.0 |
47.0 2.2-87.6 |
|
|
2.2 2.2-23.1 |
|
|
|
|||
Водоудерживающая способность,% |
мин-мак среднее |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Коэфф. Открытой пористости по ГИС, дол.ед. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Коэфф. Проницаемости по ГИС, 10-3 мкм2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Коэфф. Нефтенасыщенности по ГИС,доли ед |
|
0.41 |
0.44 |
0.45 |
0.71 |
0.62 |
|
|
0.73 |
|
|
|
|||
Начальное пластовое давление, мПа |
|
|
25.73 |
25.0 |
|
25.0 |
|
25.54 |
26.3 |
|
|
|
|||
Пластовая температура, С |
|
|
|
|
|
88 |
|
87 |
87 |
|
|
|
|||
Дебит нефти по результатам испытания разведоч. скв. м3/сут. |
мин-мак среднее |
1.0-7.5 |
0.1-26.0 |
2.5-21.6 |
0.4-25.5 |
2.5-118 |
5.94-14.2 |
1.5-58 |
1.64-6.4 |
9-25.9 |
1.2-4.8 |
1.5-6.7 |
|||
Продуктивность, м3/сут. мПа |
мин-мак среднее |
|
2.67 |
2.12 |
|
4.42 |
|
5.9 |
1.39 |
|
|
|
|||
Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек. |
мин-мак среднее |
58.9 |
55.8 |
55.1 |
28.9 |
38.0 |
|
|
34.6 |
|
|
|
|||
Физико-химическая характеристика нефти и газа
Параметры |
Индекс |
пласта |
|
Продуктивный пласт |
АС123 |
АС112-4 |
АС101 |
Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3 |
886.0 |
884.0 |
886 |
Плотность нефти в пластовых условиях |
791 |
770 |
790 |
Вязкость в поверхностных условиях, мПа.сек |
32.26 |
32.8 |
29.10 |
Вязкость в пластовых условиях |
1.57 |
1.41 |
1.75 |
Содержание,% |
|
|
|
Смол селикагелевых |
7.35 |
7.6 |
7.31 |
Асфальтенов |
2.70 |
2.44 |
2.48 |
Серы |
1.19 |
1.26 |
1.30 |
Парафина |
2.54 |
2.51 |
2.73 |
Температура застывания нефти, С0 |
-21 |
|
|
Температ. насыщения нефти парафином, С0 |
54 |
54 |
54 |
Выход фракций,% |
|
|
|
до 100 С0 |
0.5 |
0.9 |
0.5 |
до 150 С0 |
66.8 |
8.2 |
8.4 |
до 200 С0 |
15.1 |
17.0 |
17.5 |
до 250 С0 |
24.7 |
25.9 |
26.6 |
до 300 С0 |
38 |
38.2 |
39.2 |
Компонентный состав нефти (молярная концентрация,%) |
|
|
|
Углекислый газ |
0.49 |
0.52 |
0.41 |
Азот |
0.25 |
0.32 |
0.22 |
Метан |
22.97 |
23.67 |
18.27 |
Этан |
4.07 |
4.21 |
5.18 |
Пропан |
6.16 |
6.83 |
7.58 |
Изобутан |
1.10 |
1.08 |
1.13 |
Нормальный бутан |
3.65 |
3.86 |
4.37 |
Изопентан |
1.19 |
1.58 |
1.25 |
Нормальный пентан |
2.18 |
2.15 |
2.29 |
С6+высшие |
57.94 |
55.78 |
59.30 |
Молекулярная масса,кг/моль |
153 |
145 |
161.3 |
Давление насыщения,мПа |
6.2 |
4.8 |
6.01 |
Объемный коэффициент |
1.198 |
1.238 |
1.209 |
Газовый фактор при услов.сепарации м3 /т |
55 |
63 |
50 |
Плотность газа,кг/м3 |
1.242 |
1.279 |
1.275 |
Тип газа |
м |
|
|
Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация,%) |
|
|
|
Азот |
1.43 |
1.45 |
1.26 |
Углекислый газ |
0.74 |
0.90 |
0.69 |
Метан |
68.46 |
66.79 |
57.79 |
Этан |
11.17 |
1.06 |
15.24 |
Пропан |
11.90 |
13.01 |
16.42 |
Изобутан |
1.26 |
1.26 |
1.54 |
Нормальный бутан |
3.24 |
3.50 |
4.72 |
Изопентан |
0.49 |
0.67 |
0.65 |
Пентан |
0.71 |
0.73 |
0.95 |
С6+высшие |
0.60 |
0.63 |
0.74 |
Состав и свойства пластовых вод
Водоносный комплекс |
|
||
Продуктивный пласт |
АС120 |
АС110 |
АС101 |
Плотность воды поверхностных условиях, т/м3 |
|
|
|
Минерализация,г/л |
|
|
|
Тип воды |
|
хлор-ка- |
льцевый |
Содержание,мг/л |
|
|
|
Хлор |
|
9217 |
|
Натрий+Калий |
|
5667 |
|
Кальйий |
|
254 |
|
Магний |
|
54 |
|
Гидрокарбонат |
|
11.38 |
|
Иод |
|
47.67 |
|
Бром |
|
|
|
Бор |
|
|
|
Амоний |
|
40.0 |
|