Физико-химические свойства пластовых жидкостей Ватьеганского месторождения

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 12Следующая ⇒

Свойства нефтей и растворенных в ней газов Ватьеганского месторождения были изучены по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии. Более полно охарактеризованы пласты АВ1-2, Ю1. Пласты БВ1, БВ6-2, БВ7-1, БВ10 и ачимовская толща (пачка 2) глубинными пробами не охарактеризованы. Остальные залежи охарактеризованы только поверхностными пробами нефти.

Нефти и растворенные в них газы в рассматриваемых залежах по своим свойствам различные. Давление насыщения нефти ниже пластового в 2,46 раза для пластов АВ1-2 и в 2,3 раза для Ю1. Газосодержание нефтей с глубиной повышается от 43,6 м³/тонну до 69,3 м³/тонну. Вязкость и плотность с глубиной уменьшаются соответственно с 2,8 мПа×с и 0,815 г/см³ для АВ1-2 до 0,75 мПа×с и 0,742 г/см³ для Ю1. Дегазируемые нефти всех пластов маловязкие, малосмежистые (4,57 – 7,59%), малопарафинистые (1,6 – 2,9%), среднесернистые (0,5 – 0,94%). По углеводородному составу нефть Ватьеганского месторождения относится к смешанному типу. Основные параметры, характеризующие свойства нефти пластов АВ1-2 представлен в таблицах 1.2 – 1.4.

Химический состав вод пластов группы АВ и минерализация соответствует 20,5 – 23,4 г/л, плотность 1,014 – 1,017 г/см³. Воды пластов группы БВ имеют более низкую минерализацию (16,5 – 16,8 г/л) и плотность (1,011 – 1,010 г/см³). Общая минерализация воды ачимовской толщи в среднем составляет 15,8 г/л, плотность с глубиной не изменяется. Химический состав и минерализация воды юрского комплекса по исследованным пробам достигает 25,1 г/л, а плотность увеличивается до 1,018 г/см³.

В целом для вод нижнего гидрогеологического этажа характерна относительно высокая минерализация и повышенное содержание микрокомпонентов. Воды рассмотренных комплексов относятся к водам хлоридо-кальциевого типа.

Таблица 1.2 – Свойства пластовой нефти Ватьеганского месторождения (однократное разгазирование). Пласт АВ1-2

Наименование	Диапазон измерения	Среднее значение
Пластовое давление, МПа	18,9 – 19,5	19,2
Пластовая температура, °С	62 – 66	65
Давление насыщения, МПа	4,2 – 10,9	6,9
Газосодержание, м³/т	23,56 – 52,10	37,17
Объемный коэффициент	1,046 – 1,128	1,1016
Плотность нефти, кг/м³	796,3 – 848,2	815
Вязкость нефти, мПа×с	2,16 – 3,78	2,78

Таблица 1.3 – Свойства пластовой нефти Ватьеганского месторождения

(ступенчатая сепарация). Пласт АВ1-2

Наименование	Диапазон измерения	Среднее значение
Пластовое давление, МПа	18,9 – 19,4	19,2
Пластовая температура, °С	64 – 66	65,3
Давление насыщения, МПа	4,7 – 9,6	7,8
Газосодержание, м³/т	23,3 – 44,92	33,6
Газовый фактор при условии сепарации, м³/т	20,99 – 44,92	33,08
Плотность нефти, кг/м³	802,0 – 827,0	813,5
Объемный коэффициент при условии сепарации	20,99 – 44,92	33,08
Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)×10^-4	9,67 – 10,0	9,835

Таблица 1.4 – Физико-химические свойства и состав разгазированной нефти Ватьеганского месторождения. Пласт АВ1-2

Наименование	Диапазон измерения	Среднее значение
Плотность, кг/м³	852 – 898	870,0
Вязкость, мПа×с при 20С при 50С	6,45 – 43,66 3,48 – 12,52	17,9 6,9
Молярный вес	182 – 316	233,9
Температура насыщения нефти парафином, С		минус 14
Массовое содержание, % серы смол селикагелевых асфальтенов парафинов	0,64 – 1,04 4,81 – 11,5 1,07 – 5,54 1,21 – 3,99	0,84 7,55 2,5 2,76
Массовое содержание фракций, до 150С до 200С до 250С до 300С	–	11,1 20,9 30,7 43,3

Сводная характеристика пластов Ватьеганского месторождения приведена в таблице 1.5 и таблице 1.6.

Таблица 1.5 – Список локальных структур месторождений

Локальные структуры

Обозначение

Локальные структуры

Обозначение

Галкинское

347

Западно-Ягунское

694

Белозерное

349

Ватьеганское

695

Мартовское

350

Северо-Ионгъеганское

696

Самотлорское

351

Асомкинское

704

Мегионское

353

Северо-Ягунское

795

Ватинское

354

Северо-Минчимское

803

Северо-Покурское

356

Сапоркинское

805

Аганское

357

Маломоховое

807

Поточное

358

Тойлорское

810

Урьевское

360

Федоровское (Тюменская обл.)

811

Локосовское

361

Маломегионское

843

Тевлинское

386

Покамасовское

1026

Имнинское

389

Средне-Ватьеганское (Повховское)

1027

Маленькое

393

Большое Котухтинское

1028

Савуйское

394

Камеральное

1032

Варейское (Федоровское)

395

Северо-Кочевское

1033

Сукурьяунское (Конитлорское)

396

Сыхтинское

1035

Конитлорское

397

Еловое

1040

Венглинское (Южно-Конитлорское)

400

Щучье

1041

Оленье (Федоровское, Тюм. обл.)

401

Восточно-Солкинское

1203

Моховое (Федоровское, Тюм. обл.)

403

Солкинское (Усть-Балыкское)

1204

Сургутское

405

Северо-Урьевское

1206

Западно-Сургутское

406

Усть-Котухтинское

1212

Яунлорское

407

Сердаковское

1213

Вершинное

408

Янчинское

1214

Быстринское

410

без названия

1261

Минчимское

412

Нижне-Шапшинское

1269

Песчано-Дубровское

637

Юрьевское

1301

Ларкинское

685

без названия

1304

Тутлимское

686

без названия

1305

Карьягунское

687

Куншальское

1397

Продолжение таблицы 1.5

1	2	3	4
Вачимское	689	Западно-Сургутское II	1398
Мильтонское (Западно-Минчимкинское)	690	Восточно-Ягунское	1399
Русскинское	691	Котухтинское	1402
Сорымское	692	без названия	1403
Когалымское	693

Таблица 1.6 – Список структур II порядка

Локальные структуры	Обозначение
Пелюгинский прогиб	227
Минчимкинское куполовидное поднятие	228
Федоровское куполовидное поднятие	229
Венглинский вал	230
Тевлинское куполовидное поднятие	231
Ягунское куполовидное поднятие	232
Южно-Ягунская котловина	233
Ватьеганское куполовидное поднятие	234
Большое Котухтинское куполовидное поднятие	235
Южно-Ватьеганский прогиб	236
Покачевское куполовидное поднятие	237
Урьевское куполовидное поднятие	238
Черногорское куполовидное поднятие	239
Локосовское куполовидное поднятие	324
Мегионский вал	325
прогиб без названия	326
Самотлорское куполовидное поднятие	327

Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 493; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 7 8 9 10 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!