Свойства и состав нефти, газа и воды
Из продуктивных отложений на месторождении было отобрано и исследовано: 7 проб пластовой нефти; 13 проб нефти в поверхностных условиях; 6 проб попутного газа, полученного при сепарации глубинных проб. Анализы нефти и газа выполнены в химико-аналитической лаборатории института «УдмуртНИПИнефть» по общепринятым методикам.
Свойства нефти в пластовых условияхизучены по 7 глубинным пробам из скважин 98, 101, 133.
По данным исследования установлены интервалы изменения основных параметров:
· давление насыщения нефти газом от 8,4 МПа (скв. 133) до 12 МПа (скв. 101);
· газонасыщенность от 21,27 м3/т (скв.101) до 29,15 м3/ т (скв. 133);
· объемный коэффициент от 1,064 (скв. 133) до 1,041 (скв. 101);
· динамическая вязкость от 4,92 мПас до 8,41 мПас;
· плотность нефти в пластовых и стандартных условиях изменяются незначительно, в среднем составляют, соответственно, 0,8662 г/см3 и
0,8808 г/см3.
При составлении проекта пробной эксплуатации газонасыщенность принята равной 24,71 м3/т по результатам анализов глубинных проб из поисково-разведочных скважин. На стадии подсчета запасов использован дифференцированный газовый фактор равный 16,8 м3/т, который определен расчетным путем по формуле:
Гдиф= 0,0029·Гпл2+0,606·Гпл
Результаты анализов приведены в табл. 2.5.
| Таблица 2.5 - Свойства нефти и воды | ||||||
| Наименование | Количество исследований | Диапазон изменения | Среднее значение | |||
| скважин | проб | |||||
| а) Нефть в пластовых условиях
| ||||||
| Давление насыщения, МПа | 3 | 7 | 8,4-12,0 | 10,4 | ||
| Газосодержание, м3/т | 3 | 7 | 21,27-29,15 | 24,71* | ||
| 16,8** | ||||||
| Объемный коэффициент, д. ед | 3 | 7 | 1,041-1,064 | 1,051 | ||
| Плотность нефти: | ||||||
| в пластовых условиях, кг/м3 | 3 | 7 | 855-879 | 866 | ||
| в стандартных условиях, кг/м3 | 3 | 7 | 874-890 | 881 | ||
| Динамическая вязкость, мПа.с | 3 | 7 | 4,92-8,41 | 6,19 | ||
| б) Нефть разгазированная | ||||||
| Плотность нефти, кг/м3 | 3 | 13 | 873-886 | 877 | ||
| Вязкость, мм2/с: | ||||||
| при t=20оС | 3 | 13 | 21,11-39,13 | 29,47 | ||
| при t=50оС | 3 | 13 | 9,21-12,34 | 10,25 | ||
| Температура плавления парафина, оС | не опред. | |||||
| в) Пластовая вода | ||||||
| Плотность, кг/м3 | 2 | 2 | 1162-1179 | 1170 | ||
| Общая минерализация, г/л | 2 | 2 | 244,2-235,36 | |||
|
|
|
|
|
| ||
| * - по данным опробования |
|
|
|
| ||
| ** - принят в подсчете запасов (определен расчетным путем) |
| |||||
Свойства нефти в поверхностных условиях, определенные по различным пробам изменяются незначительно:
· плотность нефти от 0,8727 г/см3 до 0,8860 г/см3;
· кинематическая вязкость при t= 20оС - 29,47 мм2/с, при t=50оС - 10,25 мм2/с;
· содержание парафина от 2,86 % до 5,61 %, в среднем – 4,2 %;
· содержание серы от 1,5 % до 1,87 %, в среднем – 1,73 %.
|
|
|
Физико-химические свойства и фракционный состав нефти при однократном разгазировании представлены в табл. 2.6.
| Таблица 2.6 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти | ||||
|
|
|
| ||
| Наименование | Пласт Д0 | |||
| Кол-во исследований | Диапазон изменения | Среднее значение | ||
| скважин | проб | |||
| Вязкость динамическая, мПа·с |
|
| ||
| при 20 оС | - | - | - | - |
| 50 оС | - | - | - | - |
| Вязкость кинематическая, мм2/с |
|
| ||
| при 20 оС | 3 | 13 | 21,11-39,13 | 29,47 |
| 50 оС | 3 | 13 | 9,21-12,34 | 10,25 |
| Температура застыванияния, оС | - | - | - | - |
| Температура насыщ. парафином, оС | - | - | - | - |
| Массовое содержание, % | ||||
| серы | 3 | 13 | 1,50-1,87 | 1,73 |
| смол силикагелевых | 3 | 13 | 17,06-23,15 | 19,37 |
| асфальтенов | 3 | 13 | 1,00-1,74 | 1,39 |
| парафинов | 3 | 13 | 2,86-5,61 | 4,2 |
| воды | - | - | - | - |
| мех.примесей | - | - | - | - |
| Температура плавления парафина, оС | не опред. | |||
| Объемный выход фракций, % | - | - | - | - |
| н.к. 100 ºС | - | - | - | - |
| до 150 ºС | - | - | - | - |
| до 200 ºС | - | - | - | - |
| до 300 ºС | 3 | 13 | 37,0-48,0 | 42 |
| до 350 ºС | - | - | - | - |
| Классификация нефти | ||||
Компонентный состав газа, растворенного в нефти изучался при однократном разгазировании пластовых проб в стандартных условиях и приведен в табл. 2.7.
|
|
|
Плотность газа относительная (по воздуху) равна 1,077.
Состав газа: 42,28 % - метана, 19,04 % - пропана, 14,68 % - этана. Содержание азота не большое – 11,53 %. Гелий и сероводород не обнаружены.
|
Таблица 2.7 -Компонентный состав нефтяного газа при однократном разгазировании пластовой нефти | ||||||||
|
| ||||||||
| Наименование | Пласт Д0 | |||||||
| При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях | При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях | |||||||
| выделившийся газ | нефть | выделившийся газ | нефть | |||||
| % масс | % моль | % масс | % моль | % масс | % моль | % масс | %моль | |
| Сероводород | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Углекислый газ | - | 0,16 | - | - | - | - | - | - |
| Азот | - | 11,53 | - | - | - | - | - | - |
| Гелий | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Метан | - | 42,28 | - | - | - | - | - | - |
| Этан | - | 14,68 | - | - | - | - | - | - |
| Пропан | - | 19,04 | - | - | - | - | - | - |
| Изобутан | - | 2,35 | - | - | - | - | - | - |
| Н.бутан | - | 5,92 | - | - | - | - | - | - |
| Изопентан | - | 1,56 | - | - | - | - | - | - |
| Н.пентан | - | 1,28 | - | - | - | - | - | - |
| Гексаны | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Гептаны | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Плотность | - | - | - | - | - | - | - | |
| - газа, кг/м3 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| - газа относительная (по воздуху), д. ед. | - | 1,077 | - | - | - | - | - | - |
| - нефти, кг/м3 | - | - | - | 881 | - | - | - | 877 |
|
|
|
Свойства пластовой воды. Пробы воды были отобраны при испытании разведочных скважин 98 и 147.
Содержание ионов и примесей в пластовой воде приведены в табл. 2.8.
По результатам химического анализа пластовые воды тиманского горизонта хлоркальциевого типа с минерализацией 235,36-244,2 г/л, плотностью 1,162-1,179 г/см3.
| Таблица 2.8 - Содержание ионов и примесей в пластовой воде | |||||
| Содержание ионов, моль/м3 и примесей, г/м3 | Количество исследований | Диапазон изменения | Среднее значение | ||
| скважин | проб | ||||
| Кыновский пласт Д0 | |||||
| Сl_ | 2 | 2 | 4275,00 - | 4139,15 | 4207,08 |
| SO4_ _ | 2 | 2 | 1,78 - | 3,04 | 2,41 |
| НСО3_ | 2 | 2 | 1,83 - | 0,55 | 1,19 |
| Са+ + | 2 | 2 | 478,99 - | 601,28 | 540,14 |
| Мg+ + | 2 | 2 | 150,61 - | 164,53 | 157,57 |
| К++Na+ | 2 | 2 | 2897,69 - | 2508,95 | 2703,32 |
| NH4+ | 2 | 2 | 76,6 - | 30,9 | 53,75 |
| I+ | 2 | 2 | 11,8 - | 10,2 | 11,00 |
| Br+ | 2 | 2 | 717,2 - | 716,9 | 717,05 |
| рН | - | - | - | - | - |
Запасы нефти
Впервые запасы нефти на Азинском поднятии были подсчитаны на материалах 2-х поисково-разведочных скважин и поставлены на Государственный баланс по состоянию на 01.1996 г. в количестве 710 тыс.т - балансовых, 369 тыс.т - извлекаемых по категории С1 и 663 тыс.т – балансовых, 345 тыс.т - извлекаемых по категории С2.
В 1996 году институтом «УдмуртНИПИнефть» по данным трех разведочных скважин был выполнен оперативный подсчет запасов нефти. Начальные запасы нефти были утверждены ЦКЗ Министерства природных ресурсов РФ (протокол № 154 от 25.03.97 г.) и поставлены на баланс в количестве:
- по категории С1 1177 тыс.т – балансовые, 471 тыс.т – извлекаемые;
- по категории С2 123 тыс.т – балансовые, 49 тыс.т – извлекаемые.
В последующие годы было пробурено 9 глубоких скважин (в т.ч. 8 - эксплуатационных), проведены геофизические работы методом НВСП, результаты которых позволили уточнить геологическое строение месторождения.
С учетом всей геолого-геофизической информации ООО «Тех-обеспечение XXI» выполнен подсчет запасов нефти по состоянию на 01.01.07 г. Основой для построения подсчетных планов послужили материалы детализационных сейсморазведочных работ НВСП и данные глубокого бурения. Площадь нефтеносности залежи, согласно этих построений, уменьшилась почти в два раза. Подсчетные параметры были уточнены по результатам геолого-промысловых исследований скважин и керна. Значения принятых параметров в сравнении с первоначальными изменились незначительно:
· нефтенасыщенная толщина – 2,5 м, уменьшилась на 0,1 м (-3,8 %);
· коэффициент пористости - 0,17 д.ед., (в предыдущем - 0,16);
· коэффициент нефтенасыщенности – 0,67 д.ед., (ранее был принят – 0,64);
· плотность нефти – 0,881 г/см3, (ранее – 0,877)
· коэффициент извлечения нефти принят утвержденный ранее (протокол ЦКЗ № 154 от 25.03.97 г.).
Запасы нефти подсчитаны объемным методом по зонам (чисто-нефтяной и водонефтяной) и утверждены ЦКЗ МПР России (протокол № 309 от 19.09.2007 г.). Начальные геологические запасы нефти месторождения составляют:
- по категории С1 746 тыс.т (из них 160 тыс.т сосредоточены в ВНЗ);
- по категории С2 15 тыс.т (из них 5 тыс.т – в ВНЗ).
Согласно принятого коэффициента нефтеизвлечения (0,4 д.ед.), извлекаемые запасы нефти равны:
- по категории С1 298 тыс.т (из них 64 тыс.т – в ВНЗ);
- по категории С2 6 тыс.т (из них 2 тыс.т – в ВНЗ).
Суммарные извлекаемые запасы нефти (кат. С1+С2) уменьшились в 1,7 раза или на 216 тыс.т.
Запасы растворенного газа не утверждены ввиду небольшого объема газа.
По состоянию на 01.2007 г. с начала разработки отобрано 164,5 тыс. т нефти, что составляет 55,2 % от начальных извлекаемых запасов промышленных категорий. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 22,0 %. Остаточные запасы нефти в целом по месторождению составляют 581,5 тыс.т – геологические и 133,5 тыс. т - извлекаемые.
Соотношение остаточных извлекаемых запасов нефти и накопленной добычи на дату составления технологической схемы приведено на рис. 2.8.
Рисунок 2.8 - Состояние извлекаемых запасов нефти на 01.2008 г .
Дата добавления: 2019-11-16; просмотров: 402; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!