Состав и свойства нефти и газа и пластовой воды
Свойства пластовых флюидов исследованы в 1973-1994 г. За истекшие 15 лет изучено 123 глубинных, 95 поверхностных проб нефти и 121 проба попутного газа. Анализ пластовых флюидов проведен способами однократного и дифференциального дегазирования. Расчет параметров дифференциального дегазирования произведен по методике Гипровостокнефть. Свойства флюидов описаны по пластам.
На Благодатном поднятии плотность нефти составляет-0,897 г/см3. В ней много асфальто-смолистых веществ и серы.
Попутный газ и газ однократной сепарации имеет близкий состав. Метана в газах от 23,61% до 27,7%. Газ высоко азотный, низко метановый, безсернистый.
Нефть башкирского пласта в поверхностных условиях изучена на всех поднятиях. Всего изучено 20 глубинных проб.
На Баклановском и Сухобизярском поднятиях отработано 10 глубинных проб.
Поверхностная нефть (пласт Бш) на месторождении в основном среднего качества. Ее плотность возрастает от Баклановского поднятия к Кулешовскому (0,848-0,869-0,871 г/смЗ ). На Благодатном поднятии нефть тяжелая, высокосмолистая, высокосернистая, парафинистая. Выделенные из нефти газы высокоазотные, малометановые, высокожирные. Сероводорода в газах от 0,044 до 1,76%.
Нефть бобриковской залежи изучена только на северном куполе Благодатного поднятия. Газ однократной сепарации малометановый, высокоазотный, бессернистый.
Физико-химические свойства нефти и попутного газа на ДНС-0886, согласно техническим условиям ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», данным научно-
|
|
|
исследовательской работы «Разработка рекомендаций по предварительному сбросу пластовой воды» на УПСВ «Баклановка», выполненной научной частью ООО «ПермНИПИнефть» в 2002 г., приведены в таблицах 5 и 6 .
Таблица 5- Физико-химические свойства нефти Баклановского месторождения
| Наименование | Единица измерения | Значение | ||
| Ясн | Бш | Верей | ||
| Плотность нефти при 20°С | кг/м3 | 867 | 860 | 863 |
| Вязкость кинематическая: | сст | |||
| -при 20°С | 15,52 | 13,20 | 14,70 | |
| -при 50°С | 6,13 | 5,78 | 5,48 | |
| Массовое содержание: | % масс. | |||
| - серы | 0,90 | 1,48 | 1,43 | |
| - смол силикагелевых | 8,70 | 10,31 | 9,41 | |
| - асфальтенов | % масс | 1,74 | 1,80 | 2,28 |
| - парафинов | 5,36 | 5,02 | 4,77 | |
| Газовый фактор | нм³/т | 33,0 | ||
Таблица 6 - Физико-химические свойства и состав попутного газа Баклановского месторождения
| Наименование | Единица измерения | Значение |
| Состав: | %об. | |
| - метан | % | 24,88 |
| - этан | % | 13,65 |
| - пропан | % | 13,10 |
| - изобутан | % | 1,56 |
| - н-Бутан | % | 2,72 |
| - изопентан | % | 0,34 |
| - н-Пентан | % | 0,09 |
| - гексан + высшие | % | 0,04 |
| - сероводород | % | 0,71 |
| - углекислый газ | % | 1,08 |
| - азот | % | 41,83 |
| Плотность газа при н.у. | кг/нм3 | 1,218 |
| Теплота сгорания низшая | ккал/м3 | 7600 |
|
|
|
РОМАШКИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
Ромашкинское месторождение располагается на востоке Республики Татарстан в пределах большей части Альметьевского района, частично захватывая Лениногорский и Сармановский районы.
Геологопоисковые работы на территории месторождения проводились в течение длительного времени, начиная с 1933 г. К 1948 г. был выявлен целый ряд поднятий, входящих в систему Сокско-Шешминских дислокации. С 1947 г. проводились структурно-картировочное и одновременно разведочное бурение. В 1948 г. скв. 3, заложенная в своде нижнепермского Ромашкинского поднятия, которое было выявлено структурно-геологической съемкой и изучено структурным бурением, дала приток нефти из песчаников пашийского горизонта франского яруса девона. В 1949 г. мощные фонтаны девонской нефти были получены из скв. 10 и 11. В дальнейшем было доказано, что контур промышленной нефтеносности девонских отложений выходит далеко за пределы локальных поднятий перми и карбона, на которых были заложены первые разведочные скважины. Разведка была в основном завершена к 1955 г. В результате ее была доказана промышленная нефтеносность в крупном интервале разреза девона и карбона на обширной территории с основной залежью в терригенных пластах пашийского горизонта. В июне 1952 г. Ромашкинское нефтяное месторождение было введено в разработку по предварительному проекту. В 1955 г. утверждена генеральная схема разработки, согласно которой в целях рациональной интенсификации добычи нефти с применением методов законтурного и внутриконтурного заводнения месторождение было разделено на ряд промысловых площадей. Со времени открытия месторождения на нем пробурено свыше 5000 скважин, вскрывших весь осадочный комплекс.
|
|
|
Месторождение представляет собой очень пологую обширную складку. Продуктивные отложения терригенного девона повторяют очертания структуры фундамента, сложенного докембрийскими отложениями. В пределах структуры вырисовываются отдельные купола с небольшими амплитудами поднятия, не превышающими 20-30 м. Наиболее обширными поднятиями являются Миннибаевское, Абдрахмановское, Павловское и Азнакаевское. Наибольшие углы падения пластов девонских отложений наблюдаются на западном крыле структуры (1,5-2 град.). На других крыльях падение измеряется минутами.
|
|
|
Промышленная нефтеносность в пределах Ромашкинского месторождения в основном связана с терригенными толщами девона и нижнего карбона; меньшие по размерам залежи располагаются в карбонатных коллекторах девона и карбона.
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения
Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в проницаемых пористых или трещиноватых коллекторах. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.
В категории региональных скоплений углеводородов включаются зоны скопления нефти и газа. Зона скопления нефти и газа представляет собой совокупность смежных и сходных по своему геологическому строению место скоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе генетически связанных между собой локальных ловушек.
Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование зона скопления нефти и газа и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентрацией месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства геотектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим районированием.
Стратиграфия изучает последовательность формирования комплексов горных пород в разрезе земной коры и первичные их соотношения в пространстве. Стратиграфия обеспечивает историзм всех других отраслей геологии, создаёт геохронологическую основу для изучения геологических процессов, развития геологических объектов, регионов и земной коры в целом, а также для карт геологического содержания. Объект стратиграфии нормально пластующиеся геологические тела, сложенные осадочными, вулканогенными и метаморфическими породами. Стратиграфическое подразделение совокупность горных пород, составляющих определённое единство и обособленных по признакам, позволяющим установить последовательность их формирования и положение в стратиграфическом разрезе. Основные задачи стратиграфии: расчленение разрезов и установление местных стратиграфических подразделений; корреляция стратиграфических подразделений и составление стратиграфических схем. Стратиграфия является основой при регионально-геологических исследованиях, позволяющих понять особенности тектоники территории, определить направление поисков и разведки полезных ископаемых; особенно это относится к пластовым месторождениям (нефть, уголь, железные и марганцевые руды, фосфориты, бокситы, каменные и калийные соли, чёрные урансодержащие сланцы и др.), которые строго приурочены к определённым стратиграфическим уровням. Без детального изучения стратиграфического разреза не могут быть составлены геологические карты и проведены различные инженерно-геологические работы.
Со времени открытия месторождения комплексное изучение стратиграфической, литолого-петрографической и коллекторской характеристики разреза осадочной толщи осуществлялось многими исследователями, в результате чего была получена достаточно детальная характеристика его геологического строения.
Одной из важных особенностей геологического строения Ромашкинского месторождения, как и подобных ему крупных нефтяных месторождений платформенного типа, является наличие обширных по площади и содержанию значительных запасов водонефтяных зон (ВНЗ), которые большей частью приурочены к нижним пластам горизонта ДI.
1.3 Характеристика продуктивных пластов
В процессе геологической съемки, бурения структурно-поисковых, разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин на территории Ромашкинского месторождения к 1980 г. 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 нижнее- и среднекаменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения самые крупные залежи открыты в его юго-западной части на наиболее приподнятой части Миннибаевской террасы – Куакбашско-Шугуровской структуре, вытянутой в меридиональном направлении. 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.
Серпуховский ярус:
Промышленная нефтеносность этих отложений (в объеме протвинского горизонта) впервые доказана в 1943 г. на Шугуровском месторождении. В дальнейшем его продуктивность получила подтверждение на Ойкинском и, в основном, Шугуровско-Куакбашском поднятии.
Залежь в серпуховских отложениях до 1981 г. опробовали в 34 скважинах, в том числе в 11 совместно с башкирским ярусом. В 21 из них получили притоки нефти с дебитом от 0,1 до 30 т/сут. В остальных 10 – нефть с водой и в 3 скважинах – вода.
Имелись скважины, которые довольно стабильно работали в течение нескольких лет, что подтвердило наличие в серпуховских отложениях промышленных скоплений нефти. Продуктивная часть разреза на 303 залежи в основном представлена двумя пористо-трещиноватыми интервалами (пластами). Обладая довольно хорошими коллекторскими свойствами, они образуют единый природный резервуар, приподнятая часть которого представляет собой ловушку, где сформировались скопления нефти массивного типа.
Башкирский ярус:
В настоящее время уже доказана его региональная нефтеносность не только в пределах рассматриваемой юго-западной части Ромашкинского месторождения, но и на многих других площадях Татарстана. Промышленная разработка залежи башкирского яруса ведется на месторождениях западного склона Южного купола. В плане залежь 302 совпадает с залежью 303 серпуховского возраста и также контролируемая крупной брахиантиклинальной структурой северо-восточного простирания – Шугуровско-Куакбашским валом.
Большинство положений по особенностям распределения коллекторов, покрышек, степени насыщения, определение ВНК и др., изложенные выше для серпуховских отложений, также характерны для залежей башкирского возраста. Стоит отметить, что 302 и 303 залежи обладают вертикальной трещиноватостью и глинистая перемычка в кровле протвинского горизонта не может являться надежной изоляцией этих двух залежей друг от друга. Исходя из этого 302, 303 залежи являются одним объектом разработки.
Границы 302 и 303 залежей, приуроченных к данным отложениям, проведены по линии ВНК на отметках –540,1 м (скв. 410) в северной части и -540,0 м (скв. 533) в южной части. ВНК имеет наклонную плоскость с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам составляет -543 м. При определении положения ВНК, главным образом, использовались данные испытания скважин. По большинству из них, с учетом характера распределения пористо-проницаемых пропластков в интервале перфорации и диапазона нефтеносности по данным геофизических исследований, этаж нефтеносности залежей достигает 70–90 м. Начальная средняя нефтенасыщенная толщина по 302 залежи – 6,4 м, по 303 – 12 м. Запасы нефти в башкирско-серпуховских отложениях распределены неравномерно и, в основном, сосредоточены в серпуховских отложениях. Коллекторские свойства по пористости и проницаемости представлены в табл. 1.
Таблица 1. Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов
| Наименование | Залежь | |
| 302 | 303 | |
| 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 взвешанная нефтенасыщенная толщина, м | 5 | 8,8 |
| Пористость, доли ед. | 0,124 | 0,141 |
| Начальная нефтенасыщенность, 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 |
1.1 Состав и свойства пластовых флюидов
Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте "ТатНИПИнефть" и в лабораториях НГДУ "Лениногорскнефть".
Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам.
Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании приведены на следующей странице.
Свойства пластовой нефти
Давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3
Газосодержание, % 52,2-66,2
Суммарный газовый фактор, 50,0
Плотность, кг/м3 768,0-818,0
Вязкость, мПа с 2,4-10,4
Объемный коэффициент при Дифференциальном разгазировании 1,128-1,196
Плотность дегазированной нефти, кг/м 3 795,0-879,0
Компонентный состав газа
Азот + редкие
В т.ч. гелий, % 10,36
Метан, % 39,64
Этан, % 22,28
Пропан, % 18,93
Изобутан, % 1,74
Н. Бутан, % 4,36
Изопентан, % 0,67
Н. Пентан, % 0,65
Гексан, % 0,46
Сероводород, % 0,02
Углекислый газ, % 0,89
Плотность газа, кгм3 1,2398
Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор - кальциевого типа с общей минерализацией 252 - 280 г / л, в среднем 270 г /л. в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г / л ) и натрий ( 70,8 г / л ). Плотность воды в среднем 1,186 гсм3 , вязкость 1,9 мПас. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 - 0,368 м3/ м3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.
Исследование физико-химических свойств пластовых нефтей проводилась по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Ниже приводится краткая характеристика нефти, воды и газа по ярусам.
Башкирский ярус:
Исследование свойств нефти башкирского яруса в пластовых условиях проводилось по 148 пробам, отобранным из 38 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения – 1,4МПа, газосодержание – 5,9 м3/т, объемный коэффициент – 1,034, динамическая вязкость составляет 43,63 мПа×с. Плотность пластовой нефти – 877 кг/м3, пластовая температура – 23 °С. По данным анализов поверхностных проб нефти башкирского яруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет 908,6 кг/м3.
По содержанию серы – 3,11% масс и парафина – 3,0% масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20°С составляет 109,9 мПа×с.
По химическому составу подземные воды башкирских отложений хлоркальциевого типа. Общая минерализация вод колеблется от 7,5 до 258,6 г/л, плотность 1005,0–1180,0 кг/м, вязкость 1,03–1,84мПа×с. (табл. 2)
Таблица 2. Физические свойства пластовых вод 302 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| Газосодержание, м/т | 0,13 | 0,13 |
| в т.ч. сероводорода, м/т | 0,006 | 0,006 |
| Вязкость, мПа×с | 1,03–1,8 | 1,1 |
| Общая минерализация, г/л | 7,5587–158,605 | 56,689 |
| Плотность, кг/м | 1005–1180 | 1040 |
Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,08–0,9 м3/т. Присутствует сероводород в количестве 0,006 м3/т, объемный коэффициент – 1,0001.
Серпуховский ярус:
Исследования свойств нефти серпуховского яруса в пластовых условиях проводилось по 91 пробам, отобранным из 22 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения – 1,3 МПа, газосодержание – 4,72 м3/т, объемный коэффициент – 1,032, динамическая вязкость составляет 52,87 мПа×с. Плотность пластовой нефти –883,8 кг/м, сепарированной – 906,8 кг/м3, пластовая температура 23°С. По данным анализов поверхностных проб нефти серпуховскогояруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет917,3 кг/м3. По содержанию серы – 2,6% масс и парафина – 5% масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20 0С составляет 109,4 мПа×с. Подземные воды серпуховских отложений представлены двумя типами: сульфатно-натриевыми и хлоркальциевыми (по В.А. Сулину).
Сульфатные воды в основном связаны с процессами выщелачивания гипсов и ангидритов. Общая минерализация колеблется от 12,6 до 23,0 г/л, плотность 1009,6–1175,0 кг/м, вязкость 1,03–1,8 мПа×с. (табл. 3)
Таблица 3. Физические свойства пластовых вод 303 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| Газосодержание, м/т | 0,14 | 0,14 |
| в т.ч. сероводорода, м/т | 0,008 | 0,008 |
| Вязкость, мПа×с | 1,03–1,8 | 1,1 |
| Общая минерализация, г/л | 17,775–229,0226 | 47,105 |
| Плотность, кг/ м | 1009–1175 | 1036 |
Также присутствует сероводород в количестве 0,008 м3/т. Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,09–0,12 м3/т. объемный коэффициент – 1,0003.
Из-за наличия в водах серпуховских и башкирских отложений серы и сероводорода необходимо предусмотреть защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии.
Наиболее полные результаты исследований свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти, физико-химические свойства пластовых вод, содержание ионов и примесей в пластовых водах представлены в табл. 3–6, по каждому из горизонтов даны средние значения параметров, диапазон их изменения.
Общая минерализация подземных вод серпуховских и башкирских отложений изменяется в течение года от 0,7 до 258 г./л, удельный вес – с 1005,0 до 1180,0 кг/м3. Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что пластовые воды этих залежей неоднородны.
Таблица 4. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 302 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| CL | 55,16–4141,8 | 893,21 |
| SO | 0,0–81,51 | 37,53 |
| HCO | 0,4–13,4 | 5,39 |
| Ca | 9,9–677,3 | 83,21 |
| Mg | 1,55–168,02 | 38,48 |
| KNa | 93,82–3144,15 | 731,72 |
Таблица 5. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| CL | 164,58–3982,5 | 694,42 |
| SO | 0,03–90,89 | 50,41 |
| HCO | 0,0–14,26 | 5,76 |
| Ca | 13,06–600 | 66,44 |
| Mg | 11,29–162,13 | 34,84 |
| KNa | 218,26–3092,74 | 601,32 |
Таблица 6. Свойства пластовой нефти
| Наименование | Серпуховский ярус | Башкирский ярус | |
| Среднее значение | |||
| Давление насыщения газом, МПа | 1,3 | 1,4 | |
| Газосодержание, м3/т | 4,72 | 5,9 | |
| Плотность, кг/м3 | в пластовых условиях | 883,8 | 877 |
| сепарированной нефти | 906,8 | 898,7 | |
| в поверхностных условиях | 917,3 | 908,6 | |
| Вязкость, мПа×с | 52,87 | 43,62 | |
| Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли единиц | 1,032 | 1,034 | |
| Содержание сероводорода в попутном газе, м3/т | 0,008 | 0,006 | |
| Пластовая температура, °С | 23 | ||
Свойства пластовых нефтей и газа практически не оказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. При выборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластовая температура, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды.
Из-за отсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных на изучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними.
Дата добавления: 2019-11-16; просмотров: 983; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!