Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов
Физико-химические свойства нефти турнейского яруса изучалась по 13 поверхностным пробам скважин, расположенных на Берёзовском, Улыкском, Деткинском, Есаульском и Барановском куполах. Изучены также 18 глубинных проб.
Нефть турнейского яруса относится к категории тяжёлых (плотность 0.907 г/см3), сернистых (содержание серы 3%) и смолистых (содержание смол сернокислотных 75%. силикагелевых 23%), с содержанием парафина около 3.5%.
Наблюдается постепенное увеличение плотности нефти в южном направлении с 0,890 г\см3 на Деткинском куполе до 0,937 г\см3 на Есаульском куполе.
Глубинные пробы нефти позволяют охарактеризовать свойства пластовой нефти только в центральной части Берёзовского месторождения. Впервые глубинные пробы нефти были исследованы в 1958 году Н.А. Пьянковым. Результаты исследований свидетельствуют, что давление насыщения составляет 98-100 ат, газонасыщенность 46 м3/т, вязкость нефти в пластовых условиях 8 с п.
Состав и свойства пластовых жидкостей.
Физико-химические свойства пластовой нефти определены для пластов Т, Бб+Тл и Бш приведены в таблице.
Зависимости платности и объёмного коэффициента нефти турнейского яруса от давления не определялась.
Физико-химические свойства разгазированной нефти приведены в таблице.
Таблица 1 - Физико-химические свойства пластовой нефти
| Параметры пластовой нефти | |||
| Пласт | Т | Тл+Бб | Бш |
| Давление насыщения нефти газом кгс/см2 | 105 | 107 | 53 |
| Газосодержание, м3/т | 46 | 50 | 21 |
| Объемный коэффициент | 1,101 | 1,100 | 1,05 |
| Вязкость нефти, сп | 9,0 | 6 | 16 |
| Плотность нефти г/см3 | 0,824 | 0,833 | 0,880 |
Таблица 2 - Параметры и состав разгазированной нефти
| Параметры и состав разгазированной нефти | ||
| Пласт | Т | Бб |
| Плотность нефти, г/см3 | 0,912 | 0,891 |
| Вязкость нефти | 113,6 | 48,45 |
| Молекулярный вес | 266 | 247 |
| Количество: серы | 2,79 | 2,15 |
| асфальтенов | 4,9 | 4,56 |
| парафинов | 3,61 | 3,12 |
Таблица 3 - Физико – химические свойства газа
| Наименование | Газ, выделяемый при однократном разгазировании пластовой нефти | Попутный газ | |
| Пласт | Т | Т | |
| Плотность газа, г/л
| 1,110 | 1,248 | |
| Состав газа, % | Метан | 56,8 | 46,73 |
| Этан | 13,2 | 14,8 | |
| Пропан | 11,9 | 15,7 | |
| Изобутан | 6,8 | 2,5 | |
| Н.бутан | 6,8 | 5,33 | |
| Изопентан | 2,5 | 2,18 | |
| Н.Пентан | 2,5 | 2,5 | |
| Гексан+высшие | 2,5 | 0,2 | |
| Гептан+высшие | Не определялось | ||
| Углекислый газ | 1,2 | 1,73 | |
| Азот | 7,6 | 9,28 | |
| Сероводород | 0,05 | 0,4 | |
| Гелий | Не определялся | ||
Таблица 4 - Физико – химические свойства воды
| Свойства и химический состав пластовой воды | ||||||||
| Пласт (горизонт) | Вязкость в пластовых условиях, Сп | Плотность в пластовых условиях | Содержание ионов Мг/л -------------- Мг-экв/л | |||||
| Cl | SO4 | НСО3 | Са++ | Мg++ | Ia+K++ | |||
| Турнейский (Т) | 1,64 | 1,181 | 1677 58 4727 | 688 14,32 | 103 1,70 | 16260 811 | 6685 550 | 77780 3380 |
| Бобриковский (Бб) | 1,80 | 1,187 | 1708 00 4817 | 19,7 0,41 | 86,6 0,6 | 19180 360 | 4380 360 | 84007 3500 |
| Тульский (Тл) | 1,64 | 1,173 | 1638 38 4620 | 169 3,53 | 5,9 0,09 | 18717 983 | 4595 377 | 76148 3312 |
| Башкирский (Бш) | 1,55 | 1,143 | 1311 72 3700 | 1020 21,26 | 48,8 0,80 | 8779 438 | 3430 181 | 72043 3002 |
| Верейский (В3В4) | 1,70 | 1,37 | 1272 99 3590 | 992 20,65 | 36,6 0,60 | 12998 5 648 | 4774 393 | 61680 2570 |
Турнейский нефтяной пласт сложен известняками тёмно-серыми и коричневато-серыми, иногда светло-серыми, в кровельной части залежи -глинистыми. По структуре преобладают известняки органогенно-детритовые, затем сгустковые и хемогенные (как правило плотные).
В органогенно-детритовых известняках (в основной массе мелкодетритовых) отмечаются явления окремнения, пиритизации, кальцитизации. Содержание цемента значительное (часто до 40%), в тонкопористых разностях цемент поровый.
Пористость турнейских известняков изменяется в широких пределах, достигая 18.1%. среднее значение пористости в нефтенасыщенной части пласта определено по 41 образцу керна из 20 скважин и принято равным 9.9%. среднее значение пористости в водонасыщенной части пласта 10.2% по 31 образцу из 21 скважины.
Пористость методами ГИС не определялась. В таблицах 3.2.1. и 3.2.2. приведены результаты определения пористости и проницаемости пород турнейского яруса по керну. Для вычисления среднего значения проницаемости выбраны образцы с проницаемостью больше 1 мд. Среднее значение проницаемости нефтенасыщенной части турнейской залежи по 18 образцам из 12 скважин, расположенных в основном на Павловском куполе, составляет 8.5мд; значение проницаемости водонасыщенной части - 11 мд по 14 образцам из 9 скважин, расположенных почти на всех куполах месторождения (Берёзовском, Деткинском, Барановском, Григорьевском, Есаульском).
Таблица 5 - Данные о коллекторских свойствах пласта
| Купол | № скважины | Пористость, % | Проницаемость, мд |
| Берёзовский Барановский Центрально-Павловский Григорьевский Барановский Есаульский Деткинский | 1 3 16 28 31 33 38 40 82 168 215 223 7 30 39 82 51 202 220 225 233 218 | 10,9 6 - 10,7 12 9,9 14,9 7,7 10 11,5 11,9 9,6 11,2 11,3 13,5 10,5 12,7 13,4 - 11 10,7 7,4 | 63,8 1,6 1,3 1,0 1,4 4,9 19,5 2,4 2,2 3,4 5,6 3,2 2,5 3,2 7,3 1,0 9,4 7,1 1,2 1,0 2,2 7,7 |
Таблица 6 - Определение проницаемости по керну
| Количество скважин | Количество образцов | Среднее значение проницаемости, мд (по образцам) | ||
| Турнейская залежь | Н/насыщен В/насыщен Средняя | 12 9 21 | 18 14 32 | 8,5 11 9,5 |
| Башкирская залежь | Н/насыщен В/насыщен Средняя | 4 6 10 | 4 11 15 | 53 126 105 |
ПОВХОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Дата добавления: 2019-11-16; просмотров: 433; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!