мкм2 | Пористість, % | Початкова нафтонасиче-ність, %

Лабораторні дослідження свердловин | Кількість свердловин | 9 | 9

Кількість визначень | 269 | 315

Середнє значення | 3,410-3 | 0.089

Інтервал змін | 0.110-3 –23.8 10-3 | 0.06 – 0.171

Геофізичі

дослідженя свердловин | Кількість свердловин | 57 | 32

Кількість визначень | 698 | 213

Середнє значення | 0.099 | 0,77

Інтервал змін | 0.06-0.176 | 0.52 – 0.85

Гідродинамічні дослідження свердловин | Кількість свердловин | 14

Середнє значення | 2.1610-3

Інтервал змін | 0.62*10-3-5.6*10-3

Прийняті при проектуванні | 3.410-3 | 0.099 | 0,74

1.4 Властивості і склад нафти, газу і води

З метою вивчення складу і фізико-хімічних властивостей нафти і газу були відібрані глибинні і поверхневі проби нафти і газу. Глибинні проби нафти на родовищі відбиралися пробовідбірниками в 1962-1989 роках. Відбір глибинних проб нафти проводився в закритих свердловинах одразу після їх освоєння, коли вибійні тиски максимально наближені до пластових.

Пластова нафта досліджена на пробах, відібраних із п"яти свердловин: 40-Стр, 85-Стр, 107-Стр, 3-Пб, 4-Пб. Властивості пластової нафти наведені в таблиці 1.2. Тиск насичення вигодських відкладів складає 23,8 МПа. Визначений газовий фактор складає 289,6 м3/т. Густина пластової нафти коливається в діапазоні 520-748 кг/м3, при середньому рівні 692 кг/м3. В'язкість нафти рівна 1,1 мПа*с. Середнє значення пластової температури - 63 °С.

Фізико-хімічні властивості сепарованої нафти з відкладів вигодської свити вивчалися за даними аналізу проб, відібраних із 35 свердловин. Властивості і склад сепарованої нафти наведені в таблиці 1.3.

Таблиця 1.2- Властивості пластової нафти.

Найменування | Кількість досліджених | Діапзон змін | Середнє значення

свердловин | проб

Тиск насичення газом, МПа. | 11 | 13 | 3.9 – 23.85 | 23.81

Газовміст, м3/т | 11 | 13 | 51.2 – 473 | 289,6

Густина, кг/м3 | 11 | 13 | 520 – 748 | 692

В’язкість, мПас | 11 | 13 | 0,94-1,76 | 1,1

Обємний коефіцієнт при диференційному розгазу-ванні в робочих умовах, % | 11 | 13 | 1.28 – 1.56 | 1.466

Температура насичення парафіном, оС | - | - | - | 34

Пластова температура, оС | 11 | 13 | 41 – 64 | 63

Таблиця 1.3- Властивості і склад сепарованої нафти

Густина | кг/м3 | 849,3

Кінематичний коефіцієнт в’язкості:

при 30 0С

при 40 0С |

мм2/с мм2/с |

7,800

5,176

Молярна маса | г/моль | 207,7

Температура застигання | 0С | +20

Масова частка коксу | % | 1,94

Масова частка золи | % | 0,002

Фракційний склад:

початок кипіння |

0С |

47

до 100 0С відганяється об’ємначастка | % | 7

до 200 0С - ? - | % | 24

до 300 0С - ? - | % | 49

до 350 0С - ? - | % | 66

Масова частка сірки | % | 0,26

Коефіцієнт світлопоглинання | - | 126,4

Масова частка парафінів | % | 7,9

Температура плавлення парафіну | 0С | 55,6

Масова частка смол силікагелевих | % | 7,37

Масова частка асфальтенів | % | 0,27

Вміст хлористих солей | мг/дм3 | 15541,0

Масова частка механічних домішок | % | 0,014

Вміст води | % | 71,3

За геохімічною класифікацією нафти вигодської свити відносяться до середніх за густиною, молекулярною вагою і влязкістю, малосірчаних, парафіністих. За груповим вуглеводневим складом нафти належать до метаново-нафтенового типу.

Фізико хімічні властивості і склад газу, розчиненого в нафті, отримані в результаті досліджень 48 проб, відібраних із 20 свердловин Струтинського родовища. Газ, розчинений в нафті, має в собі СО2, азот, інертні гази та водень.

Пластові води в межах Струтинського родовища гідрокарбонатно-натрієвого типу та хлоркалієвого типу. З мікрокомпонентів в пластовій воді родовища присутні йод, бром і бор. Вміст йоду складає 2-37 мг/л, брому і оксиду бору відповідно 20-332 мг/л і 10-240 мг/л.

1.5 Запаси нафти і газу

Запаси нафти Струтинського родовища вперше затверджені ГКЗ в 1965 році за категорією В + С1 які складали по нижньоменілітовій продуктивній товщі 8815/1410 тис. т. і по вигодській 3940/1064 тис. т. Запаси нафти верхньоменілітового покладу затверджені як збалансовані.

В процесі розбурювання родовища неодноразово проводилися перерахунки запасів. Останній перерахунок запасів проведений інститутом НДПІ ВАТ "Укрнафта" та виконано техніко-економічне обґрунтування варіантів розробки.

У підрахунку запасів виділено три горизонти підрахунку. Це верхньо- і середньоменілітова підсвита і вигодська свита, які повлязані з породами Верхньо-Струтинської складки. Четвертий горизонт підрахунку виділяється у відкладах менілітової свити підгорнутого крила Нижньо-Струтинської складки.

Збільшення об'єктів підрахунку зумовлено деталізацією тектонічної будови Верхньо-Струтинськлї складки (виявлення нових блоків), відкриттям особливостей побудови покладів (різні положення ВНК на блоках), включення до Струтинського родовища покладів нафти, пов'язаних з відкладами верхньо і середньоменілітових підсвит Оболонської складки.

Порівняно з першим підрахунком запасів кількість свердловин на родовищі збільшилось, що спільно з досвідом розробки Струтинського родовища дозволило одержати додаткову інформацію для визначення форми і розмірів покладів, їх основних підрахункових параметрів. Враховуючи ступінь вивчення родовища, запаси нафти і газу по об'єктах підрахунку віднесені до категорії B,Q. Запаси нафти по об'єктах підрахунку складають:

Верхньо-середньоменілітови підсвита (1 горизонт), категорія С1 12442,4/1403,3 тис.т. нафти і 1537,4/292,5 млн. м3 газу.

Нижньоменілітова підсвита (2 горизонт), категорія В 5201,0/2168,8 тис. т. нафти і 1024,7/546,9 млн. м3 газу.

Вигодська свита (3 горизонт), категорія В 1469,0/470,1 тис. т. нафти і 310/247,8 млн. м3 газу. В цілому по родовищу запаси нафти категорії B+С1 складають 191112,4/4042,2 тис.т., запаси розчиненого газу оцінені в кількості 2872,1/1087,2 млн. м3.

2 АНАЛІЗ ТЕХНОЛОГІЇ І ТЕХНІКИ ЕКСПЛУАТАЦІЇ СВЕРДЛОВИН ВИБРАНОГО ПОКЛАДУ

Станом на 1.01.2006 року на Струтинському родовищі пробурено 52 видобувних і