Коллекторные свойства продуктивных пластов
Эффективные нефтенасыщенные толщины продуктивных пластов приняты по материалам ГИС с учетом нижних пределов их емкостных свойств.
нефтенасыщенная часть турнейских отложений составляет от 1 до 7 пропластков. Нефтенасыщенная толщина пропластков колебляется от 0,6 до 1,2 м. Залежь массивная, водоплавающая. Общая толщина турнейской залежи составляет в среднем 20 м, общая толщина нефтенасыщенной части – 7,9 м. Средне-взвешенная нефтенасыщенная толщина залежи составляет 5,19 м. Коэффициент расчлененности нефтенасыщенной части залежи составляет 2,1 , коэффициент песчанистости – 0,829.
Проницаемость определялась по анализам керна и гидродинамическим исследованиям. Для проектирования принято среднее значение проницаемости, определенное по результатам гидродинамических исследований – 0,214 мкм2.
Общая толщина верейских отложений изменяется от 20,2 м до 25,9 м и в среднем составляет 22,9 м.
По верейскому объекту проницаемость пластов B-0+I, B-II, B-III по результатам гидродинамических исследований составляет 0,11 мкм2, 0,055 мкм2, 0,039 мкм2 соответственно.
Залежь нефти Яснополянского надгоризонта приурочена к пластам C1 –III, C1-IV, C1-V, C1-VI. Пласты C1-V и C1-VI, представляют единую гидродинамическую систему. Общая толщина залежи составляет в среднем 11,8 м, нефтенасыщенная – 8,4 м.
Пористость продуктивных пластов изучалась по геофизическим и керновым данным. Сравнение величин пористости, определенных по анализам керна и геофизическим исследованиям, показывает хорошую сходимость этих данных. Величины пористости при проектировании приняты по материалам ГИС по причине их большей представительности и составляют 14% по пласту С1-t, 23% по пласту С1-V+VI, 20%-по пласту C1-IV, 22% -по пласту C1-III, 18% -по пласту B-III, 19%-по пласту B-II, B-0+I и Cks4-VII.
|
|
|
Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Изучение глубинных и поверхностных проб нефти, растворенного газа и воды выполнялись в лабораториях ПГО «Удмуртгеология».
Свойства нефти Турнейского яруса изучены по 10 глубинным пробам из 3 скважин и по 6 поверхностным пробам из 4 скважин. Плотность нефти в стандартных условиях изменяется от 0,9154 г/см3 до 0,919 г/см3, составляя в среднем 0,918 г/см3. Нефть высоковязкая, вязкость нефти в пластовых условиях колеблется от 55,7 мПа·с до 74 мПа·с, составляя в среднем 64,9 мПа·с. При 200С вязкость разгазированной нефти составляет в среднем 163,28 мм2/с. Содержание светлых фракций составляет в среднем 28-36%, асфальтенов-6,19%. Нефть высокосернистая -2,85%, парафинистая-3,1 %, высокосмолистая – 28,27 %. Давление насыщения нефти газом по залежи изменяется от 3,24 до 4,08 МПа, газонасыщенность от 7,19 до 9,39 м3/т, объемный коэффициент составляет 1,024.
|
|
|
По компонентному составу газ, выделившейся из нефти, относится к азотно-углеводородному типу. Содержание азота - при однократном разгазировании составляет 49,51 %. Среди углеводородов преобладает пропан 17,69 %. Концентрация гелия 0,06%.
Глубинные пробы нефти Яснополянского надгоризонта отобраны из 5 скважин (43 пробы). Давление насыщения нефти газом по пластам изменяется незначительно от 4,1 МПа в пластах C1-V+IV до 4,54 МПа в пласте С1-III. Плотность нефти в стандартных условиях в среднем изменяется от 0,8821 г/см3 до 0,8872 г/см3 , вязкость в пластовых условиях в среднем составляет 23,5 мПа· с, газонасыщенность изменяется от 9,748 м3/т до 10,04 м3 /т.
Поверхностные пробы нефти были отобраны из 5 скважин (29 проб). Нефти пластов высокосернистые (от 2,82 до 3,25%), парафинистые (от 3,18 % до 3,53 %), смолистые (от 23,28 % до 25,54 %). Содержание асфальтенов по пластам изменяется (от 5,86 % до 6,02 %). Выход светлых фракций при 3000С в среднем составляет 36,79%.
По компонентному составу газ, выделившийся из нефти, отобранной из пласта С1-Ш, относится к азотно-углеводородному типу. Содержание азота при однократном разгазировании составляет 50,01%. Среди углеводородов преобладает пропан 18,23%. Концентрация гелия 0,05%.
Нефть верейского горизонта изучена по 21 глубинной пробе из 3 скважин. Глубинные пробы отобраны из пластов В-II и В-0+I. Давление насыщения нефти газом изменяется от 4,09 МПа по пласту В-II до 4,13 МПа по пласту В-0+I. Диапазон изменения газосодержания по залежи-15,0-19,6 м3/т, среднее значение –16,6 м3/т. Вязкость пластовой нефти по пластам изменяется не значительно: от 14,9 мПа·с по пласту В-II до 15,9 мПа·с по пласту В-III.
|
|
|
Отобрано 14 поверхностных проб из 5 скважин. Свойства нефти по пластам изменяются не значительно. Нефть смолистая 22,2%, высокосернистая 2,06%, парафинистая 3,49%. Плотность нефти в поверхностных условиях по пластам изменяется от 0,881 г/см3 до 0,883 г/см3 и в среднем составляет 0,8815 г/см3. При температуре 20оС вязкость нефти изменяется от 24,51 мм2 /с до 35,2 мм2/с.
Объемный выход фракций при 300оС составляет 40,5 %
Содержание азота в газе составляет 29,1%, гелия-0,023 %. Среди предельных углеводородов преобладает пропан 25,05% и этан 14,06%. Относительная плотность газа по воздуху составляет 1,3816.
Отбор глубинных проб нефти Каширского горизонта был проведен в 2 скважинах (7проб). Давление насыщения нефти газом колеблется в пределах 3,53 - 5 МПа, среднее значение – 4,32 МПа. Газонасыщенность изменяется от 15,091 м3/т до 23,546 м3/т, среднее значение 18,699 м3/т. Вязкость пластовой нефти колеблется от 11 до 12,8 мПа·с, среднее значение -11,6 мПа·с.
|
|
|
Поверхностные пробы нефти отобраны из 3 скважин (5 проб). Плотность нефти изменяется от 0,8763 до 0,8884 г/см3, составляя в среднем 0,883 г/см3. Диапазон изменения вязкости при температуре 20 оС от 25,29 мПа·с до 33,3 мПа·с, при среднем значении 27,4 мПа·с.
Выход светлых фракций при нагревании нефти до 300оС составляет 40-42%. По фракционному составу нефть является высокосернистой (2,11-2,65%), смолистой (17,95-24,56%) и парафинистой (3,06-4,74%). Содержание асфальтенов в нефти составляет (3,06-4,64 %).
Газ, выделившийся, при однократном разгазировании пластовой нефти, относится к азотно-углеводородному типу. Содержание азота в газе равно 29,6%. Среди предельных углеводородов преобладает пропан 25,46 % и этан 15,86%. Содержание гелия в газе -0,02 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,3488.
Всего в пределах Котовского месторождения было проанализировано 48 проб пластовой воды.
Пластовые воды турнейских, яснополянских, верейских и каширо-подольских отложений являются рассолами хлоркальциевого типа.
Вязкость подземных вод в пластовых условиях оценивалась по формулам А. Г. Соколова, в среднем составляет 1,471 мПа·с с учетом плотности этих рассолов 1,171 г/см3 и геотермических условий в каждом из нефтеносных комплексов. Температура подземных вод каширо-подольского комплекса изменяется от 19 до 28оС.
Общая минерализация вод яснополянского надгоризонта достигает 266 г/л. Удельный вес пластовой воды около 1,18 г/см3.В составе вод преобладают хлориды щелочей (около 70-80 %). Воды малосульфатные, содержание гидрокарбонатов 4,0 мг/л. В отдельных пробах отмечено аномально высокое содержание брома, до 129 мг/л. Воды хлоркальциевого типа.
По результатам анализов нефть Котовского месторождения высокосернистая 3,02 %, парафинистая, выход светлых фракций довольно высокий до 46 %. Возможно, содержание серы завышено из-за несовершенства применявшейся методики. По аналогии с нефтью Вятского месторождения нефть Котовского месторождения может быть использована для производства компонентов автомобильного бензина, топлива ТС-1, Т-2, дизельного летнего, масел ИС-20, МС-20, битумов марок БН-3 и БН-5.
Свойства нефти, воды и газа в пластовых условиях представлены в таблице 1
Геологический профиль показан на рисунке 2
Рис. 2 - Геологический профиль продуктивных отложений Яснополянского надгоризонта Котовского месторождения
Таблица 1 Свойства нефти, воды и газа
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение | |||
| 1 | 2 | 3 | |||
| Верейский горизонт | |||||
| Нефть | |||||
| Давление насыщения газом, МПа | 4,09-4,13 | 4,11 | |||
| Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | 15,0-19,6 | 17,3 | |||
| Плотность, кг/м3 | 881-883 | 882 | |||
| Вязкость, мПа·с | 14,9-15,9 | 15,4 | |||
| Пластовая вода | |||||
| Общая минерализация, г/л | 258,2-264,2 | 261,2 | |||
| Плотность, кг/м3 | 1179-1182 | 1181 | |||
| Газ | |||||
| Относительная плотность газа (по воздуху) |
| 1,3688 | |||
| Каширский горизонт | |||||
| Нефть | |||||
| Давление насыщения газом, МПа | 3,6-4,1 | 3,9 | |||
| Газосодержание при однократном разгазировании,м3/т | 18,0-18,3 | 18,1 | |||
| Плотность, кг/м2 | 853-856 | 855 | |||
| Вязкость, мПа·с | 10,5-11,1 | 10,8 | |||
| Пластовая вода | |||||
| Общая минерализация, г/л | 220,02 | 220,02 | |||
| Плотность, кг/м3 | 1159 | 1159 | |||
| Газ | |||||
| Относительная плотность газа ( по воздуху) |
| 1,3488 | |||
| Турнейский ярус | |||||
| Нефть | |||||
| Давление насыщения газом, МПа | 3,2-4,1 | 3,6 | |||
| Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | 7,2-9,4 | 8,3 | |||
| Плотность, кг/м3 | 901-912 | 907 | |||
|
Продолжение таблицы 1 | |||||
|
| |||||
| Вязкость, мПА·с | 55,7-74,3 | 64,9 | |||
| Пластовая вода | |||||
| Общая минерализация, г/л | 259,7-261,7 | 260,7 | |||
| Плотность, кг/м3 | 1174-1177 | 1176 | |||
| Газ | |||||
| Относительная плотность газа ( по воздуху) |
| 1,3816 | |||
| Яснополянский надгоризонт | |||||
| Нефть | |||||
| Давление насыщения газом,МПа | 3,2-4,8 | 3,8 | |||
| Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | 7,4-11,1 | 9,1 | |||
| Плотность, кг/м3 | 877-894 | 884 | |||
| Вязкость, мПа·с | 20,3-29,2 | 24,6 | |||
| Содержание в нефти, % масс. | |||||
| -серы | 2,82-3,25 | 3,035 | |||
| - парафина | 3,18-3.53 | 3,355 | |||
| - асфальтенов | 5,86-6.02 | 5,94 | |||
| - смол | 23,28-25,54 | 24,41 | |||
| Пластовая вода | |||||
| Общая минерализация, г/л | 258,2-268,8 | 263 | |||
| Плотность, кг/м3 | 1179-1182 | 1181 | |||
| Газ | |||||
| Относительная плотность газа (по воздуху) |
| 1,254 | |||
АРЛАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Сведения о месторождении
Арланское нефтяное месторождение является самым большим в Республике Башкортостан (рис. 1.1). Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954 г., в разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская. Разрабатывается АНК “Башнефть” в рамках НГДУ "Арланнефть", “Южарланнефть” (Новохазинская площадь) и "Чекмагушнефть" (Юсуповский участок Новохазинской площади).
Сбор и подготовка продукции скважин осуществляется в нефтесборных парках Ташкиново, Шушнур, Ашит.
Пластовая вода после очистных сооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями.
Товарная нефть перекачивается на магистральную нефтеперекачивающую станцию “Кутерем” [23].
Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождения «Арланнефть»
В таблице 1.1 показана геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов.
Таблица 1.1 - Геолого-физические характеристики эксплуатационных
объектов
| Наименование | Залежь | |
| Средняя глубина,м | 875 | 892 |
| Тип залежи | Массивная | |
| Тип коллектора | Порово-трещинный-кавернозный | |
| Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 | 256938 | 152454 |
| Общая толщина средняя, м | 10,2 | 17,2 |
| Средне взвешаннаянефтенасыщенная толщина, м | 5 | 8,8 |
| Пористость, доли ед. | 0,124 | 0,141 |
| Начальнаянефтенасыщенность, доли ед. | 0,758 | 0,788 |
| Проницаемость нефтенасыщенная, мкм2 | 0,086 | 0,145 |
| Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,596 | 0,663 |
| Коэффициент расчлененности, доли ед. | 3186 | 5100 |
| Начальное пластовое давление, МПа | 7,1 | 7,4 |
Запасы нефти в башкирско-серпуховских отложениях распределены неравномерно и, в основном, сосредоточены в серпуховских отложениях.
В процессе геологической съемки, бурения структурно-поисковых, разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин на территории Арланского месторождения было выявлено более 200 залежей и установлена нефтеносность 14 горизонтов. В том числе на рассматриваемых площадях Шугуровско-Куакбашской зоны доказано наличие промышленных скоплений нефти в терригенно-карбонатных коллекторах турнейского яруса, бобриковского горизонта, серпуховского и башкирского ярусов и верейского горизонта – отложений нижнего и среднего карбона.
В нижне и среднекаменноугольных отложениях Арланского месторождения самые крупные залежи открыты в его юго-западной части. Нефтепроявления в этом районе приурочены, в основном, к отложениям серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона, которые отличаются чрезвычайной неоднородностью и невыдержанностью по площади и по разрезу [7].
1.2 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения – 875 кг/м3), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. По мере приближения к водонефтяному контакту возрастает плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность. Имеются сведения о наличии зон окисленной «тяжелой» нефти. Пористость керна в этих зонах высокая (до 27%), но проницаемость очень низкая [7].
Компонентный состав нефтей и газов по отдельным пробам сильно различаются. Для сравнения в таблицах 1.2 и приведены результаты исследований скважин Арланской и Новохазинской площадей.
Поверхностные нефти ТТНК изучены более полно. По данным более 2400 исследованных проб из 1900 скважин плотность нефти составляет 881-915 кг/м3, вязкость кинематическая до 94 мПа*с, содержание серы – до 3, смол – до 16 и асфальтенов – до 7,5%. В целом нефти тяжелые, смолистые, высокосернистые [23].
Таблица 1.2 - Физические свойства пластовых нефтей
| Пласт | Рнас. Мпа | Плотность при 15Мпа и 240с кг/м3 | Вязкость.мПа*с | Объемный коэф-т | Газовый фактор, м3/т | Плотность разгаз.нефти, кг/м3 | |
| Р=15 Мпа | Р=0 Мпа | ||||||
| Николо-Березовская площадь | |||||||
| Продолжение таблицы 1.2 | |||||||
| II | 6,65 | 882 | 17,9 | 28,7 | 1,029 | 15,2 | 887 |
| III | 7,88 | 883 | 22,9 | 37,2 | 1,042 | 15,4 | 892 |
| Арланская площадь | |||||||
| II | 8,65 | 878 | 18,8 | 34,0 | 1,051 | 20,2 | 891 |
| III | 7,40 | 884 | 19,3 | 34,4 | 1,045 | 17,6 | 892 |
| VI | 8,23 | 881 | 19,6 | 34,2 | 1,094 | 17,2 | 891 |
| Новохазинская площадь | |||||||
| II | 7,47 | 880 | 19,6 | 4,4 | 1,042 | 16,0 | 892 |
| IV0 | 7,43 | 880 | 19,0 | 34,0 | 1,037 | 15,4 | 894 |
| VI | 7,62 | 888 | 29,1 | 46,8 | 1,034 | 13,8 | 896 |
Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до.42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан (табл. 1.3)
Таблица 1.3 - Компонентный состав попутных газов ТТНК (% объемных)
| Компонент | Площадь | ||
| Арланская | Николо-Березовская | Ново-хазинская | |
| Сероводород | - | - | - |
| Углекислый газ | 0,86 | 2,04 | 0,76 |
| Азот | 42,01 | 41,97 | 38,02 |
| Метан | 12,29 | 6,29 | 17,15 |
| Этан | 8,91 | 11,21 | 10,39 |
| Пропан | 19,6 | 20,3 | 17,7 |
| Бутаны | 10,8 | 11,2 | 10,4 |
| Пентаны | 6,75 | 6,75 | 5,81 |
| Плотность газа по воздуху | 1,261 | - | 1,286 |
Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01- 0,005). Изменения физико-химических свойств нефти и газов по площади месторождения детально не изучено. Можно лишь отметить увеличение плотности и вязкости с севера на юг, в том же направлении снижается газонасыщенность. Нефти турнейского яруса изучены слабо. В целом они аналогичны нефтям ТТНК.
Нефти и газы продуктивного объекта среднего карбона изучены в меньшей степени, чем по основному объекту. В таблице 1.4 приведены данные исследований пластовых нефтей [23].
Таблица 1.4 - Характеристика пластовых нефтей среднего карбона
| Параметр | Площади | |
| Арланская | Ново-хазинская | |
| Давление насыщения, МПа | 0,9-3,0 | 3,1-4,0 |
| Плотность при Р=0, кг/м3 | 868-870 | 864 |
| при Рнас, кг/м3 | 856-865 | 853 |
| Обьемный коэффициент от 17,5 МПа | 1,003-1,047 | 1,027 |
| Усадка от 17,5 МПа | 0,3-4,4 | 2,6 |
| от Рнас | 0,3-4,7 | 3,7 |
| Газовый фактор, м3/т | 5,3-16,2 | 13,3 |
| Вязкость при Рнас, мПа*с | 10-12 | 7,0 |
| при Р=0, мПа*с | 12,9-14,1 | - |
| Плотность газа (по воздуху) | 1,365-1,454 | 1,358 |
| Содержание азота, мол.% | 7,7-17,6 | 24,9 |
Таблица 1.5 - Компонентный состав газа и нефти среднего карбона Арланской площади (скв.27) (объем. %)
| Компонент | Газ нефтяной | Нефть разгазир. | Пластовая нефть |
| Сероводород | - | - | - |
| Углекислый газ | - | - | - |
| Азот + редкие | 17,90 | - | 2,67 |
| Метан | 8,33 | - | 1,05 |
| Пропан | 29,45 | 4,0 | 7,79 |
| Этан | 19,38 | 0,7 | 3,48 |
| Изобутан | 6,64 | 1,94 | 2,64 |
| Н.бутан | 11,13 | 4,93 | 5,87 |
| Продолжение таблицы 1.5 | |||
| Пентаны | 4,66 | 6,75 | 6,44 |
| Гексаны | 2,51 | 0,69 | 0,97 |
| Остаток | - | 80,99 | 69,09 |
| Молекулярная масса | 41 | 228 | 20-1 |
| Плотность газов (ст. усл.) | 1,454 | 0,870 | 0,856 |
БЕРЁЗОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Дата добавления: 2019-11-16; просмотров: 919; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!