СКАЧАТЬ:  grafiki-i-tablicy-k-5.zip [988,19 Kb] (cкачиваний: 229)

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений»

на тему: Анализ состояния разработки Архангельского месторождения с применением методов повышения нефтеизвлечения ПАА (закачка полиакриламида) в условиях НГДУ «Ямашнефть»

Студент группы                                                             

Руководитель проекта 

Оценка за:

текущую работу над курсовым проектом…………………………………………

защиту курсового проекта………………………………………………………….

Итоговая оценка…………………………………………………………………….

Дата защиты курсового проекта……………………………………….

ВВЕДЕНИЕ

На поздних стадиях разработки месторождений в процессе закачивания, ремонта и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин происходит ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта. Это приводит к отключению нефтенасыщенных пропластков пониженной проницаемости, снижению продуктивности скважин, а также увеличению обводненности и консервации активных геологических запасов. Преждевременные прорывы закачиваемых вод по высоко проницаемым пропласткам и пластам блокируют значительные участки залежей нефти, что приводит, во-первых к неравномерной выработки запасов, во-вторых к преждевременному обводнению добывающих скважин и в-третьих к экономической нецелесообразности эксплуатации этих скважин. В тоже время выроботка оставшихся трудноизвлекаемых запасов на более поздней стадии разработки потребует больших капитальных затрат. Поэтому равномерная выроботка высокопродуктивных и малопродуктивных запасов является основной для рациональной разработки месторождений.

Многочисленные исследования показали, что основными причинами снижения проницаемости ПЗП являются:

-          несовершенная технология бурения, цементирования и вторичного вскрытия продуктивных пластов, когда под воздействием репрессии задавливается значительное количество фильтрата бурового раствора, цемента и других технологических жидкостей;

-                   глушение скважин некачественными технологическими жидкостями и рассолами;

-                    закачка в пласт для ППД сильно загрязненной нефтепродуктами, мехпримесями и продуктами коррозии воды;

-                   выпадение в ПЗП твердых компонентов нефти, солей сложного химического состава;

-                   засорение перфорационных отверстий и т. д.

В этих условиях значительным резервом увеличения производительности скважин и нефтеотдачи пласта является разработка высокоэффективных вторичных и третичных методов добычи. Развиваются новые технологии, которые призваны обеспечить максимальное нефтеизвлечение, снизить себестоимость добычи нефти, повысить рентабельность и увеличить инвестиционные ресурсы нефтедобывающих компаний.

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

В административном  отношении Архангельское месторождение нефти расположено на землях Ново-Шешминского района Татарской республики, в 42км к юго-востоку от районного центра г. Чистополя, который является крупной пристанью на р. Каме.

В 3км к северо-западу от Архангельского месторождения находится Шереметьевское месторождение, подготовленное к разработке, непосредственно с юга примыкает Краснооктябрьское разрабатываемое, с востока Урганчинское, подготовленное к разработке, нефтяные месторождения.

В тектоническом отношении Архангельское месторождение приурочено к западному склону Альметьевского выступа Татарского свода. К востоку находятся Нагорное месторождение и далее к северо-востоку и югу Уратьминское, Соколкинское, Краснооктябрьское, Северное и другие разрабатываемые месторождения западного склона Южного купола Татарского свода.

В 70км к востоку от месторождения проходит с севера на юг железная дорога, связывающая города  Набережные Челны и Бугульму. Связь района месторождения с райцентром и железной дорогой осуществляется по асфальтированному шоссе, которое соединяет города Чистополь и Альметьевск и пересекает северную часть месторождения с запада на восток. Шоссе пригодно для автотранспорта в любое время года.

В 5км к югу от месторождения проходит нефтепровод «Дружба».

Рельеф района по своему типу относится к аккумулятивно-структурному.  Для него типичны сглаженные увалистые формы.

В орогидрографическом отношении район месторождения занимает часть долины реки Шешмы в ее нижнем течении и часть водораздельного пространства между реками Шешма и Кичуй. Поверхность рельефа имеет общий наклон к северу, в сторону долины р. Камы.

Климат района месторождения, как и на всей территории Республики Татарстан, континентальный. Зимы умеренно-холодные, в отдельные годы суровые с минимальными температурами минус 35 ⁰С - минус 40 ⁰С. Лето жаркое с неустойчивыми атмосферными осадками. Максимальные температуры летом составляют плюс 30 ⁰С  до плюс 35 ⁰С. Среднегодовая температура плюс 2,6 ⁰С.

Количество осадков от 300 до 400 мм в год.

Преобладающее юго-западное и западное направление ветров определяется общими воздушными течениями характерными для всей восточной Европы.

В пределах площади месторождения обнаружены небольшие месторождения минерального и строительного сырья имеющие местное значение: кирпичные глины, песок, бутовой камень.

2       ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1  Геологическое строение месторождения и залежей

В геологическом строении Архангельского месторождения принимают участие докембрийские, девонские, каменноугольные, пермские, неогеновые и четвертичные отложения.

В тектоническом отношении месторождение расположено на северо- западном склоне Южного купола Татарского свода, осложненного структурой II порядка - Ульяновской структурной зоной.

По кровле турнейского яруса в пределах месторождения выделяются семь поднятий, разделенных разноамплитудными прогибами. Структуры имеют северное и северо-западное простирание.

В пределах Архангельского месторождения выявлено 123 залежи нефти, в том числе 63 залежи в терригенных отложениях тульского (48) и бобриковского (15) горизонтов, остальные 60 связаны с карбонатными породами каширского (8), верейского (7), башкирского (9), алексинского (22) и турнейского (14) горизонтов. Размеры залежей изменяются от 0,2 х 0,2 км до 5,0 х 10,6 км, высота от 1,0 до 65,0 м. Глубина залегания среднего карбона - 830 м (741 - 914 м), нижнего - 1150 м (977 - 1336 м). Залежи турнейского и башкирского ярусов массивные, а каширского, верейского, алексинского, тульского и бобриковского горизонтов относятся к пластовым сводовым литологически осложненным.

ВНК в карбонатах отмечается в башкирских и турнейских отложениях. В башкирских отложениях ВНК прослеживается на абсолютных отметках от –721,5 до –730,5 м. В турнейских отложениях ВНК отмечается на абсолютных отметках от -944,3 до –962,2 м. ВНК в терригенных отложениях тульского горизонта отмечается на разных абсолютных отметках от –929,9 до –952,1 м. В продуктивных пластах бобриковского горизонта ВНК отмечается на абсолютных отметках –944,8 м. В каширских, верейских, алексинских отложениях ВНК скважинами не вскрыт. Границы залежей в таких случаях определялись по соотношению подошвы нижнего нефтенасыщенного и кровли водонасыщенного прослоя и по данным опробования. Ширина водонефтяных зон пластовых залежей незначительная. Вследствие небольших толщин пластов на некоторых залежах внутренний контур нефтеносности проведен условно.

Ширина водонефтяных зон пластовых залежей незначительная. Вследствии небольших толщин пластов на некоторых залежах внутренний контур нефтеносности проведен условно, а запасы нефти отнесены к чисто нефтяной зоне. Небольшая ширина ВНЗ прослеживается на залежах тульского пласта С_{1 ТЛ-4}, где она достигает до 700м.

Нефтенасыщение каширского горизонта связано с пластом С_КШ-1, залегающим в его нижней части. Пласт сложен пористо - проницаемыми известняками, которые переслаиваются с известняками уплотненными. Толщина пористо - проницаемых прослоев колеблется от 0.7 до 4 м, имея средние значения 1.5-2 м. Количество прослоев в пласте колеблется 1 до 2.

Тип коллектора поровый. Пласт С_КШ-1 развит по площади месторождения повсеместно. В отдельных скважинах центральной и северной частях месторождения пласт-коллектор замещен плотными породами.

Покрышкой для продуктивного пласта являются уплотненные загипсованные известняки, переслаивающиеся с мергелями и доломитами верхней части каширского горизонта.

В толще верейского горизонта залежи нефти связаны с продуктивными пластами, которые индексируются снизу вверх как С_ВР-1 - С_ВР-6. Породами коллекторами являются пористо-проницаемые и трещиноватые известняки в различной степени глинистые и доломитизированные. Наиболее выдержанными по площади являются пласты С_ВР-2 и С_ВР-3. Остальные пласты не выдержаны как по разрезу, так и по простиранию, замещаясь уплотненными глинистыми известняками.

Толщина продуктивных пластов - коллекторов изменяется от 0.6 до 7 м. Средняя нефтенасыщенная толщина равна 3.4 м.

Количество нефтенасыщенных пропластков колеблется от 1-3 до 14. Коэффициент расчлененности равен 2.1 .

Разделяются верейские пласты пачками терригенно-карбонатных пород, сложенных переслаивающимися мергелями, аргиллитами, алевролитами, глинистыми песчаниками и плотными доломитами. Толщина этих пачек колеблется от 0 до 6 м. За счет систем трещин, пересекающих их перемычек выклинивания, пласты - коллекторы находятся в гидродинамической связи.

В разрезе башкирского яруса пласт - коллектор индексируется как С_БШ-1+2. Он представлен прослоями пористо - проницаемых известняков и доломитов различной толщины (от 0,6 до 15,5 м), которые переслаиваются с уплотненными доломитами толщиной от 0,4 до нескольких метров, частично трещиноватыми и глинистыми. Коллекторы порового, реже трещинно-порового типа. Пористо - проницаемые прослои сообщаются за счет систем трещин и слияния, образуя единый сложно построенный резервуар. Развит башкирский пласт С_БШ-1+2 на площади месторождения повсеместно.

Покрышкой для башкирских залежей нефти служат плотные доломиты и известняки, залегающие в кровельной части башкирского яруса и в подошвенной - верейского горизонта.

В разрезе алексинского горизонта прослеживается один пласт - коллектор С_{1 АЛ}. Сложен он известняками участками кавернозными, местами с прослоями доломитов. Пласт неоднородный: в кровле и подошве обычно загипсован или уплотнен. Коллекторы порового типа. Толщина пласта изменяется от 0,5 до 2,8 м, средняя – 1,3 м.

Пласт представлен одним, очень редко двумя пропластками. Пласт С_{1 АЛ} перекрывается толщей плотных известняков и доломитов. Развит он на площади месторождения ограниченно, преимущественно в западной, южной и юго-западной части.

В разрезе тульского горизонта выделяются 4 пласта - коллектора: С_{1 ТЛ-1} - С_{1 ТЛ-4}. Наиболее распространенным является пласт С_{1 ТЛ-4}, залегающий в верхней части горизонта. В этом пласте заключены основные промышленные запасы тульского горизонта. Пласт распространен повсеместно, лишь на юго-западе он замещен плотными породами или отсутствует. Сложен пласт разнозернистыми кварцевыми песчаниками рыхлыми, слабо- и среднесцементированными. Толщина эффективных прослоев колеблется от 0,8 до 17,8, средняя толщина 6,1 м.

Количество прослоев в пласте от 1 до 9. Пласт отделяется от нижележащего пласта С_{1 ТЛ-3} пачкой аргиллитов и репером С_КР-ТЛ, который прослеживается почти во всех скважинах. Суммарная толщина этой плотной пачки изменяется от 1 до 7 м. Покрышкой для тульской залежи служит толща аргиллитов, которые находятся в кровле тульского горизонта и плотных карбонатных пород алексинского горизонта.

Пласт С_{1 ТЛ-3} по сравнению с вышележащим пластом С_{1 ТЛ-4} имеет меньшее распространение по площади (на севере и юге месторождения он замещен глинистыми алевролитами или отсутствует), незначительную толщину от 0,6 до 4,0 м, средняя – 1,1 м. Сложен он песчаниками и алевролитами. Представлен пласт - коллектор одним, реже двумя пропластками. Пласты С_{1 ТЛ-3} и С_{1 ТЛ1+2} разделяются пачкой аргиллитов толщиной от 1,1 до 4,8 м.

Пласты - коллекторы С_{1 ТЛ-1} и С_{1 ТЛ-2} сложены песчаниками и алевролитами, которые чередуются с аргиллитами. Наиболее выдержан по площади пласт С_{1 ТЛ - 2}. Пласт С_{1 ТЛ-1} встречается лишь в единичных скважинах и незначителен по толщине (0,8 – 1,6 м). Разделяются пласты глинистой пачкой толщиной 1,2 – 3,6 м. Ограниченность распространения пласта С_{1 ТЛ-1} по площади месторождения, а также незначительная толщина разделяющих пласты плотных пород позволяет рассматривать пласты как единый С_{1 ТЛ1+2}. Толщина эффективных прослоев колеблется от 0,6 до 10,8 м, составляя в среднем 3,1 м. Количество прослоев колеблется от 1 до 3. Коэффициент расчлененности ( К _Р ) равен 1,1. Развит пласт С_{1 ТЛ-1+2} в виде линз на крыльях поднятий, лишь на юге - западе месторождения пласт имеет площадное распространение.

В разрезе бобриковского горизонта выделяются два пласта - коллектора снизу вверх как С_1БР-1 и С_1БР-2. Наиболее выдержанным из них является пласт С_1БР-2. Сложены пласты песчаниками и алевролитами, толщина пластов колеблется от 0,6 до 13,6, составляя в среднем 3,2 м. Количество нефтенасыщенных пропластков изменяется от 1 до 3, коэффициент расчлененности равен 1,7.

Пласты - коллекторы С_{1 БР-1} и С_{1 БР-2} разделяются пачкой аргиллитов, толщина которой достигает 18 м. В местах выклинивания этой пачки пласты сливаются, образуя единый нефтевмещающий резервуар.

Распространены бобриковские пласты - коллекторы лишь на отдельных участках месторождения, преимущественно на западе и юге, где они выполняют турнейские врезы. Во врезах толщина бобриковских отложений увеличивается до 49 м, там появляются углисто - глинистые сланцы и даже прослои известняков.

 В отложениях турнейского яруса выделяется 4 пласта-коллектора, соответствующие кизеловскому, черепетскому, упино-малевскому и заволжскому горизонтам. На месторождении промышленно нефтеносными являются, в основном, кизеловские отложения. На гипсометрически повышенных участках залежи нефтенасыщены также черепетские отложения, а на залежи III и упино-малевские отложения.

По результатам исследований коллекторы турнейского яруса – поровые, прослоями трещинно-поровые. В черепетских отложениях наблюдаются неравномерная перекристаллизация, ухудшившая коллекторские свойства, а в кизеловских отложениях развита эффективная микротрещиноватость.

В отложениях турнейского яруса залежи нефти связаны с карбонатными породами - коллекторами кизеловского, черепетского и упино - малевского горизонтов. Заволжский горизонт нефтенасыщен лишь в одной скважине № 7649. Индексируются турнейские пласты - коллекторы снизу вверх как С_{1 ЗВ-1}, С_{1 УП+МЛ-1}, С_1ЧР-1, С_{1 КЗ-1}. Сложены они переслаивающимися пористо - проницаемыми, уплотненными и глинистыми известняками. Пористо - проницаемые прослои сообщаются между собой за счет слияния и зон трещиноватости, образуя единый резервуар. Толщина эффективных прослоев колеблется от 0,6 до 5,4 м, суммарная толщина от 0,6 до 38,9 м, количество прослоев изменяется от 1 до 13, средний коэффициент расчлененности равен 5,4.

По результатам исследований коллекторы турнейского яруса - поровые, прослоями трещиновато - поровые, в кизеловских отложениях развита эффективная микротрещиноватость.

Покрышкой для залежей нефти в турнейских отложениях служат плотные глинистые породы визейского яруса и плотные известняки из кровельной части турнейского яруса.  

2.2   ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА

2.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность.

Основные параметры по разным вида исследований приведены в таблице 2.2.1. По результатам анализов видно, что наиболее изменчивым параметром является проницаемость. Наименьшей проницаемостью обладают карбонатные отложения алексинского горизонта и турнейского яруса.

Таблица 2.2.1 - Значения исследований по основным характеристикам коллекторских свойств пластов

Продолжение таблицы 2.2.1.

По продуктивным карбонатным отложениям наибольшее число значений проницаемости и по геофизическим, и лабораторным исследованиям находятся в интервале 0-50мД. 

 Карбонатная толща турнейских и башкирских отложений имеет сложное литолого-петрографическое строение. Это выражается в неравномерном чередовании пористо-проницаемых и плотных пород. Поэтому эти отложения являются наиболее неоднородными по коллекторским свойствам. Их можно характеризовать как среднеёмкие, и низко и среднепроницаемые.  

Продуктивные отложения верейского горизонта более однородны по своему литологическому составу, поскольку сложены, в основном, одной разностью известняков, имеющих высокие коллекторские свойства. Значительное количество лабораторных определений коллекторских свойств пластов верейского горизонта дает основание характеризовать их наиболее достоверно как среднеемкие, средне и высокопроницаемые. 

По наибольшему количеству лабораторных анализов пласты алексинского и каширского горизонтов можно отнести к среднеемким и средне-проницаемым. 

Как показывают результаты анализов, значения пористости, определенные по лабораторным и промыслово-геофизическим исследованиям, почти идентичны. Пласты тульского горизонта сложены слабосцементированными песчаниками, разрушающими при бурении, поэтому керновый материал здесь малопредставительный. Чаше им охарактеризованы уплотненные прослои и, видимо, параметры пластов несколько занижены. Поэтому при подсчете запасов и проектировании принять значения пористости и нефтенасыщенности, определенные по геофизическим материалам, позволяющие проследить изменение коллекторских свойств пластов как по разрезу, так и по площади по каждой скважине.  

По всем проектируемым объектам приняты значения проницаемости, определенные при гидродинамических исследованиях скважин.  

2.2.2.Толщины пластов

Средние толщины пластов приведены в табл. 1.2.2. Наиболее резкие изменения суммарных нефтенасыщенных толщин пластов прослеживаются в тульских и башкирских отложениях. Продуктивная толща турнейского яруса представляют собой массивный резервуар, состоящий из переслаивающих пористых и плотных разностей пород.  

Таблица 2.2.2 - Средние значения толщин пластов

Продолжение таблицы 2.2.2

Количество пористых нефтенасыщенных прослоев в коллекторах изменяется от 1 до 13, толщина их колеблется от 0,6 до 3 м. Залежи нефти турнейского яруса приурочены к эррозионным останцам, которые несогласно перекрываются песчано-алевролитовыми отложениями тульского горизонта. Толщина пачки глинистых пород, разделяющих пласты тульского горизонта от залежей турнейского яруса изменяется от 5,2 до 40,8 м.

Продуктивные пласты тульского горизонта имеют наибольшие толщины и содержат основные запасы нефти месторождения. Наиболее продуктивным является пласт С_{1 ТЛ-4} , толщина которого колеблется по площади в широких пределах от 0,8 до 16,8м. Средняя толщина пласта равна 4,3м.

Пласты С_{1 ТЛ-3} и С_{1 ТЛ-2} имеют незначительные толщины и меньшее распространение. Лишь на южном участке площади в скважине 610 вскрыты отложения толщиной 10,4 метров, где прослеживаются слияние пластов С_{1 ТЛ-1} и С_{1 ТЛ-2} . На остальной площади пласт С_{1 ТЛ-1} представлен плотными породами.

Средняя толщина тульских пластов 4,7м. Непосредственно на глинистых породах над тульским пластом залегают карбонаты алексинского горизонта, подошвенная часть которых является коллектором. Толщина алексинского пласта изменяется от 0,8 до 4,8м. Залежи нижнего карбона перекрываются мощной толщей глинисто-карбонатных пород окско0серпуховских отложений толщиной до 236м.

Башкирская продуктивная толща отличается значительными колебаниями нефтенасыщенной толщины. Это является следствием литологической неоднородности и неравномерным нефтенасыщением всей толщи, состоящей из переслаивающих пористых и плотных разностей пород. Количество эффективных прослоев по скважинам меняется от 1 до 16, толщина их колеблется в пределах 0,8 – 20, 0 м.

В верейском горизонте нефтенасыщение связано с двумя пластами, залегающими в подошве толщи. Толщина перемычки между пластами изменяется от 0,8 до 3,8 м. Пласты представлены одним прослем, толщина их колеблется от 0,8 до 5,0 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,0 до 8,0 м. Разделом между верейской и башкирской залежами являются плонтые и глинистые известняки толщиной до 16,6 м.

Каширские продуктивные отложения представлены одним пластом, толщина которого изменяется от 1,0 до 4,8м. Однако доля толщины до 2 м небольшая. Разделом между верейскими и каширскими залежами служат глинисто-карбонатные отложения толщиной от 31 до 42м.

2.2.3 Показатели неоднородности пластов.

Результаты исследований продуктивной толщи Архангельского месторождения показывают, что они обладают значительной неоднородностью как по разрезу, так и по площади.

Наиболее расчлененным пластовым резервуаром месторождения являются верейский и тульский (табл.2.2.3.). В верейских отложениях почти во всех скважинах вскрыты два продуктивных пласта, а в тульских – три пласта, но из них два нижних пласта имеют ограниченное распространение.

На долю эффективных прослоев в массивной продуктивной толще турнейского и башкирского ярусов приходится соответственно 57 и 66%, что говорит о значительной литологической неоднородности и прерывности проницаемых прослоев.

Наибольшее распространение по площади имеют коллекторы верей-башкирских отложений. Здесь на долю коллекторов приходится до 98%.

Ограниченным и прерывистым распространением обладают пласты алексинского горизонта, где доля коллектора на площади составляет всего 38%.

Таблица 2.2.3 - Статистические показатели характеристик неоднородности пласта

Продолжение таблицы 2.2.3

2.3 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3  и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и каппилярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 “Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений”.

Всего по Архангельскому месторождению проанализировано: пластовых - 80 проб, поверхностных  -80 проб. По первому блоку Архангельского месторождения (башкирский ярус) нефть является высоковязкой. Ввиду отсутствия данных по пластовым свойствам нефти они не вошли в расчет средних параметров Архангельского месторождения. Кинематическая вязкость в поверхностных условия по первому блоку Архангельского месторождения изменяется в интервале от 336,94 до 769,99 мм²/с.

По горизонтам пластовые и поверхностные пробы распределились следующим образом:

- пластовые: верейский – 18,  башкирский –10, тульский – 33, бобриковский – 11, турнейский – 8;

- поверхностные: верейский – 18,  башкирский –10, тульский – 33, бобриковский – 11, турнейский – 8.

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Ниже приводится краткая характеристика нефти по горизонтам.

Нефти турнейского яруса. Исследование свойств нефти турнейского яруса в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 3 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 8 проб, следующие: давление насыщения – 4,5 МПа, газосодержание  - 17,8 м³/т, объемный коэффициент -  1,052 д.ед.,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 35,16 мПа∙с. Плотность пластовой нефти – 877,0 кг/м³, сепарированной – 939,6 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть турнейского яруса относится к группе тяжелых нефтей. Массовая доля серы 3,4 %. По содержанию серы нефть является сернистой. Кинематическая  вязкость  дегазированной  нефти   при  20 ^оС составляет  43,9 ∙ 10^-6 м²/с.

Нефти бобриковского горизонта. Исследование свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из четырех скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 11 проб, следующие: давление насыщения – 3,3 МПа, газосодержание  - 18,7  м³/т, объемный коэффициент -  1,0183, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 36,2 мПа∙с. Результаты  этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность пластовой нефти – 895,7 кг/м³, сепарированной – 914,0 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть бобриковского горизонта тяжелая. Массовая доля серы 3,1 %. По содержанию серы нефть является сернистой. Кинематическая вязкость  дегазированной  нефти  при  20 ^оС составляет 133,3∙10^-6 м²/с.

Нефти тульского горизонта. Исследование свойств нефти тульского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 16 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 33 проб, следующие: давление насыщения – 3,2 МПа, газосодержание  - 20,33  м³/т, объемный коэффициент -  1,058 д.ед.,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 35,6 мПа∙с. Плотность пластовой нефти – 872,0 кг/м³, сепарированной – 914,0 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть тульского горизонта относится к группе тяжелых нефтей. Массовая доля серы 3,2 %. По содержанию серы нефть  является  сернистой. Кинематическая  вязкость  дегазированной  нефти  при 20^оС составляет 108,7∙10^-6 м²/с.

Нефти башкирского яруса. Исследование свойств нефти башкирского яруса в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из трех скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 10 проб, следующие: давление насыщения –2,75 МПа, газосодержание  - 16,0  м³/т, объемный коэффициент -  1,061 д.ед.,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 23,26 мПа∙с. Плотность пластовой нефти – 854,0 кг/м³, сепарированной – 924,7 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть башкирского яруса относится к группе тяжелых нефтей. Массовая доля серы 3,6 %. По содержанию серы  нефть является высокосернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20^оС составляет 161,0∙10^-6 м²/с.

Нефти верейского горизонта. Исследование свойств нефти верейского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из четырех  скважин. Средние  значения  основных параметров нефти, полученные  по  результатам  анализов 18 проб, следующие: давление насыщения –2,4 МПа, газосодержание  - 6,38  м³/т, объемный коэффициент -  1,036 д.ед.,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 32,99 мПа∙с. Плотность пластовой нефти – 876,0 кг/м³, сепарированной – 924,0 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть верейского горизонта относится к группе тяжелых нефтей. Массовая доля серы 3,6 %. По содержанию серы  нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20^оС составляет 194,8∙10^-6 м²/с.

Таблица 2.3.1 - Значения основных параметров нефти в пластовых условиях