- нефтіпроба6води пластової
- * - 6Гідродінаміческіе ісследованіякомплекс2
Усі види досліджень, відбір проб газу, нафти та пластової води, проводяться фахівцями у відповідності до вимог діючих інструкцій.
нефтенасищенних породи, законсервовані відразу після підйому керна, досліджуються для визначення залишкових нефтенасищенності і водонасиченому, складу нафти у відкритих і закритих порах.
У процесі дослідження відібраних проб нафти повинні бути визначені:
для нафти, приведеної до стандартних умов методом диференціального розгазування:
фракційний і груповий склад, а в пластових умовах - компонентний склад, зміст (у відсотках за масою) сілікагелевой смол, масел, асфальтенів, парафінів, сірки, металів, в'язкість і щільність, величина тиску насичення нафти газом , розчинність газу в нафті, газосодержание, зміна обсягу, щільності й в'язкості нафти в пластових і стандартних умовах, температура застигання і початку кипіння, коефіцієнти пружності нафти; дослідження нафти проводиться за глибинним пробам, а при неможливості їх відбору - по рекомбінованим пробам пластової нафти; для вивчення товарних властивостей нафти необхідно відбирати і досліджувати спеціальні проби;
для газу (розчиненого в нафті) - щільність по повітрю, теплота згоряння, зміст (в молярних відсотках) метану, етану, пропану, бутанів, а також гелію, сірководню, вуглекислого газу та азоту; склад розчиненого в нафті газу визначається при диференціальному розгазування глибинних проб нафти до стандартних умов;
При оцінці промислового значення вмісту в газі компонентів (етану, пропаном, бутанов, сірки, гелію, металів) повинні дотримуватися «Вимоги до комплексного вивчення родовищ і підрахунку запасів супутніх корисних копалин і компонентів».
При вивченні складу нафти і газу необхідно визначити наявність і вміст у них компонентів, що роблять шкідливий вплив на обладнання при видобутку і транспортуванні газу (корозійна агресивність до металу і цементу та ін.).
При отриманні зі свердловини приток підземних вод повинні бути визначені: хімічний склад підошовних і крайових підземних вод, що містяться в них йоду, брому, бору, магнію, калію, літію, рубідію, цезію, стронцію та ін. , а також склад розчиненого у воді газу, дебіт води, температура, тиск і коефіцієнт пружності вод, газосодержание та інші показники для обгрунтування проведення спеціальних геологорозвідувальних робіт з метою оцінки запасів підземних вод та визначення можливості використання їх для вилучення корисних компонентів або для теплоенергетичних, бальнеологічних та інших потреб.
Кількість, види аналізів і досліджень можуть змінюватися відповідно з даними, отриманими в результаті буріння.
Висновок
Аналізуючи характер геологічної вивченості Володарського родовища, потрібно визнати, що до теперішнього часу залишається не цілком зрозумілою картина будови північного купола родовища, особливо його замикання на північно-західному крилі (район скв. 4-Володарська). Прийнята в сьогоденні звіті геологічна модель родовища цілком задовільно пояснює особливості розподілу нефтеносности продуктивного пласта Б 2 і може служити основою для геометризації поклади нафти при підрахунку запасів і проектуванні розробки, але, тим не менш, потребує подальшого уточнення і вивченні.
Література
Горбачов І.Ф. Нафтогазоносні комплекси Ульяновської області. СБ Нові дані по геології і нафтоносності Ульяновської області.- М., 1983, 156 с.
Інструкцію з оцінки якості структурних побудов і надійності виявлених і підготовлених об'єктів за даними сейсморозвідки МОВ-ОГТ (при роботах на нафту і газ). М., Нефтегеофізіка, 1984, 35 с.
