Свойства и состав нефти, газа и воды Западно-Могутлорского месторождения
Химический состав и физико-химические свойства пластовых вод на Западно-Могутлорском лицензионном участке, по пластам БВ0 и ЮВ11
Таблица 1.1
Свойства и состав пластовых вод
| Наименование параметра | Пласт БВ0 | Пласт ЮВ11 | ||
| Диапазон измерения | Средние значения | Диапазон измерения | Средние значения | |
| Газосодержание, м3/ м3 | 1-1,3 | 1,5 | 1,5-1,8 | 1,65 |
| Плотность воды, кг/м3: |
|
|
|
|
| − в стандартных условиях | 1,008-1,018 | 1,014 | 1,009-1,024 | 1,019 |
| − в условиях пласта | − | 0,985 | − | 0,989 |
| Вязкость в условиях пласта, мПа*с | − | 0,42 | − | 0,36 |
| Коэффициент сжимаемости, мПа*10 | − | 4 | − | 4 |
| Объемный коэффициент, д. ед. | − | 1,03 | − | 1,03 |
| Общая минерализация, г/л | 20,1-44,9 | 26,5 | 13-46,7 | 28,1 |
| Водородный показатель, рН | 6,2-7,8 | 7 | 5-8,2 | 6,31 |
| Химический тип воды | хлоридно-кальциевый | хлоридно-кальциевый | ||
| Количество исследуемых проб | 3(4) | 6(11) | ||
Средние значения основных параметров пластовой нефти ЮВ11 следующие: давление насыщения - 12,6 МПа, динамическая вязкость – 0,82 мПа*с, плотность - 753 кг/м3.
Среднее значения основных параметров пластовой нефти БВ0 следующие: давление насыщения - 7,7 МПа, динамическая вязкость – 3,36 мПа*с, плотность - 807 кг/м3.
Химический состав и физико-химические свойства пластовой нефти на Западно-Могутлорском лицензионном участке, по пластам БВ0 и ЮВ11
Таблица 1.2
Свойства и состав пластовой нефти. Пласт БВ0 и ЮВ11
|
|
|
| Наименование параметра | Пласт БВ0 | Пласт ЮВ11 | ||
| Диапазон измерения | Средние значения | Диапазон измерения | Средние значения | |
| Пластовое давление, Мпа | 22,9-23,5 | 22,3 | 28-28,8 | 28,3 |
| Пластовая температура, С | 71-80 | 71 | 75-89 | 80 |
| Давление насыщенное газом, Мпа | 5,9-13,9 | 7,7 | 9,2-13,7 | 12,6 |
| Плотность в условиях пласта, кг/ м3 | 777-829 | 807 | 713-771 | 753 |
| Вязкость в условиях пласта, мПа*с | 1,6-8,2 | 3,3 | 0,62-1,25 | 0,8 |
| Коэффициент объёмной упругости, мПа*10 | − | − | 8,3-15,7 | 11 |
| Объемный коэффициент, б/р: |
| |||
| − при однократном разгазировании | − | − | 1.21-1.36 | 1,282 |
| − при дифференциальном разгазировании | 1,097 | 1,099 | 1,169-1,236 | 1,204 |
| Газосодержание, м3/т: |
| |||
| − при однократном разгазировании | 28,3-69,2 | 42 | 84,2-117,1 | 108 |
| − при дифференциальном разгазировании | 25,9-63,21 | 37 | 68,4-100 | 91 |
Газ пласта БВ0 полученный при однократном разгазировании глубинных проб, полужирный. По составу нефтяной газ – углеводородный. В составе газа преобладают: метан – 76,35%, этан – 3,21%, пропан – 5,02%, бутаны – 7,38%. На долю остальных углеводородов приходится – 5,34%.
Газ пласта ЮВ11 полученный при однократном разгазировании глубинных проб, жирный. По составу нефтяной газ – углеводородный. В составе газа преобладают: метан – 55,687%, этан – 10,396%, пропан – 16,705%, бутаны – 8,816%, пентаны – 3,262%. На долю остальных углеводородов приходится – 3,097%.
|
|
|
Компонентный состав нефтяного газа, при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях, по пластам БВ0 и ЮВ11
Таблица 1.3
Компонентный состав нефтяного газа. Пласт БВ0 и ЮВ11
| Параматры | Пласт БВ0 | Пласт ЮВ11 | ||
| Выделившийся газ | Нефть | Выделившийся газ | Нефть | |
| Молярная концентрация компонентов, % |
| |||
| − метан | 76,35 | 0,28 | 55,687 | 0,25 |
| − этан | 3,21 | 0,2 | 10,396 | 0,295 |
| − пропан | 5,02 | 0,5 | 16,705 | 1,819 |
| − изобутан | 2,91 | 0,84 | 2,044 | 0,785 |
| − норм бутан | 4,47 | 1,92 | 6,772 | 3,644 |
| − изопентан | 1,58 | 1,84 | 1,31 | 1,988 |
| − норм пентан | 1,77 | 2,82 | 1,952 | 3,868 |
| − гептаны | 0.389 | 7,41 | 0,764 | 7,59 |
| Молекулярная масса, г/моль | − | 223,3 | 30,5 | 196,6 |
Западно-Могутлорское месторождение представлено нефтенасыщенными коллекторами сложенными песчаниками. Нефть Западно-Могутлорское месторождения маловязкая и характеризуются высокой степенью пережатия.
·Ямбургского газоконденсатного месторождения.
·Орогидрографическая характеристика района.
|
|
|
Ямбургское газоконденсатное месторождение расположено в заполярной части Западно-Сибирской равнины, на Тазовском полуострове. Характерной особенностью территории месторождения является большая заозерность и заболоченность, особенно в центральной его части, и суровость климата. Большинство озер имеют термокарстовое происхождение.
Среднегодовая температура минус 24-26 0С. Температура воздуха зимой достигает минус 59 0С. Средняя летняя температура воздуха 6-9 0С. Осадков выпадает 300-350 мм в год, около 79 % из них приходится на летнее время. Среднегодовая скорость ветра 5-7 м/с, а максимальная превышает 40 м/с. Вскрываются реки от льда в первой половине июня, ледостав начинается в октябре. В ноябре возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта.
Суровые природно-климатические условия делают район труднодоступным для освоения. Основное население ханты, ненцы, русские и другие, плотность - 1 человек на 6 км2. Коренные жители занимаются оленеводством, пушным и рыбным промыслом. С развитием геологоразведочных работ население постоянно увеличивается за счет приезда из других районов.
Территория Ямбургского месторождения относится к южной части северной геокриологической зоны. Отличается почти повсеместным, сплошным распространением низкотемпературных многолетнемерзлых пород практически на всех геоморфологических условиях.
|
|
|
Преобладает сливающийся тип многолетней мерзлоты. Глубина слоя сезонного протаивания от 0,3 до 1,5 м. В пределах месторождения толщина мерзлых пород изменяется от 300 до 425 м. По криологической характеристике многолетнемерзлая толща является многослойной и подразделяется на 3 этажа. В целом для подавляющей части многолетней толщи территории Ямбургского месторождения свойственны слабольдистые породы с массивной криоструктурой.
Территория, в пределах которой находится Ямбургское газоконденсатное месторождение, характеризуется сплошным развитием четвертичных отложений, являющихся потенциальным источником минерального строительного сырья. Разнозернистые пески и песчано-гравийные смеси успешно используются как высококачественные наполнители в бетоны. Установлена пригодность данных глин в качестве минерального сырья для изготовления кирпича, керамзитового гравия и высококачественных глинистых растворов для бурения скважин.
При обустройстве газового промысла могут быть использованы строительные материалы, проявление которых выявлены объединением “Аэрогеология”. Общие наиболее вероятные прогнозные запасы песчано-гравийной смеси - 65 млн. м3, а кирпично-керамзитовых глин - 225 млн. м3.
В 50-60 км на юго-восток от площади выявлено Хадуттинское месторождение строительного песка, прогнозные запасы которого выше 1 млрд. м3.
Территория Тазовского полуострова представляет собой слабовсхолмленную равнину с широко развитой сетью рек и ручьев. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 10 м в долинах рек до 60-70 м на водораздельных участках.
Возможности водоснабжения обусловлены наличием здесь поверхностных вод в реках, озерах и подземных вод в четвертичных отложениях, но наличие мощной толщи вечной мерзлоты затрудняет использование последних. Поверхностные источники на Ямбургском месторождении представлены небольшими реками, хотя и многочисленными. Гидрологический режим не изучается. Но в естественном состоянии реки и озёра для централизованного водоснабжения не могут использоваться из-за промерзания их в зимний период. В качестве одного из ведущих вариантов использования вод должно являться создание искусственных водоемов глубиной не менее 5-6 м, что исключит их возможное промерзание. Реальными источниками могут являться таликовые зоны в долинах рек (например р. Таб-Яха). Подземные воды в виду их высокой минерализации (10-35 г/л) должны рассматриваться в качестве одного из источников водоснабжения.
Месторождение открыто в 1963 г. Тюменским геологическим управлением. Первая поисковая скважина № 2 заложена в 1969 г. в присводовой части поднятия. При испытании сеноманских отложений в интервале 1167...1184 м был получен фонтан природного газа дебитом 2015 тыс. м3/сут. С 1969 по 1973 гг. на месторождении была пробурена 21 скважина. Выявлены залежи газоконденсата в трех пластах (БУ 3/1, БУ 4/1-3, БУ 8/3). Дебиты газа достигали 611,11 тыс.м3/сут. на 20,0 мм диафрагме.
Разрез осадочных пород вскрыт до глубины 3550 м и представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. В нижнемеловых отложениях выделяются мегионская (валанжин), вартовская (верхний валанжин-баррем) и покурская (сеноман) свиты. В 1973...1977 гг. продолжалась доразведка сеноманской залежи. За этот период на площади были пробурены 7 скважин, а также одна глубокая скважина № 102 для изучения неокомских отложений. Бурением этих скважин было уточнено строение сеноманской залежи в северном и северо-восточном направлениях, а также подтверждено продолжение залежи в юго-западном направлении (скважины № 28, 31).
Промышленная разработка Ямбургского газоконденсатного месторождения связана с сеноманскими и валанжин-барремскими отложениями.
· Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза.
На Ямбургском месторождении максимальная толщина осадочных пород, вскрытая скважиной № 113, достигает 3650 м и представлена отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы доюрского фундамента скважинами не вскрыты, предполагаемая глубина их залегания составляет 6-7 км. Охарактеризованность керновым материалом неравномерна.
Юрская система
На Ямбургском месторождении скв. 113 вскрыты лишь верхнеюрские отложения (баженовская и абалакская свиты, толщины которых 75 м и 30 м соответственно).
Литологическая свита сложена неравномерным чередованием аргиллитов темно-серых, почти черных, плотных, крепких; алевролитов от серых до темно-серых, крепкосцеменрированных и песчаников серых, крепких, кремисто-глинстых, реже известковых.
Меловая система (нижний мел)
В нижнемеловых отложениях выделяются: мегионская, вартовская свиты в составе нижнего отдела, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская в составе верхнего отдела.
Мегионская свита (барриас - нижневаланжинские ярусы) представлена неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Песчаники серые, светло-серые, глинистые, иногда известковистые, полимиктовые. Песчано-алевролитовым пластам присвоены индексы БУ12, БУ11. В скважине 112 получены незначительные притоки газа, что позволяет предполагать здесь небольшую залежь углеводородов. Вскрытая толщина отложений 332 м.
Вартовская свита (верхний валанжин - готтерив - баррем) подразделяется на три подсвиты - нижнюю, среднюю и верхнюю. В составе нижней подсвиты прослеживаются отдельные монолитные песчаные пласты, с которыми связаны залежи углеводородов (пласты БУ13-БУ39).
Всего в составе нижней подсвиты (верхний валанжин - готтерив) 15 подсчетных объектов.
В барремской части наблюдается более частое переслаивание песчано-алевролитовых и глинистых пород.
Песчаники светло-серые, прослоями карбонатные, часто слоистые содержат тонкорассеянный углистый детрит, иногда линзочки углей. Алевролиты аналогичного состава, часто глинистые. Аргиллиты более темные, плотные, прослоями алевролистые с линзами известняка и сидерита.
Толщина вартовской свиты изменяется от 670 до 1247 м.
Покурская свита (апт-альб-сеноман). Отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами, представлены неравномерным переслаиванием алевролито-песчаных и глинистых пластов различной толщины, в чередовании которых трудно выявить какие-либо закономерности. Большей частью пласты плохо следятся и отсутствуют выдержанные глинистые перемычки. Для всех разностей характерно наличие обильного растительного детрита. Толщина свиты 826-897 м.
Верхний мел
Кузнецовская свита (туронский ярус) представлена глинами темно-серыми с зеленоватым оттенком, аргиллитоподобными, в нижней части битуминозными, с включениями остатков фауны.
Толщина отложений 24-88 м.
Березовская свита (коньяк-сантон-кампанский ярусы) подразделяется на две подсвиты. Нижнеберезовская подсвита сложена глинами темно-серыми, опоковидными с маломощными прослоями алевролитов и песчаников кварц-полевошпатового состава.
Верхнеберезовская подсвита представлена переслаиванием серых алевролитов глинистых и глин алевристых прослоями слабоопоковидных.
Толщина березовской свиты 255-448 м.
Ганькинская свита (маастрихтдатский ярус) завершает разрез меловых отложений. Свита сложена опоковидными глинами серыми с зеленоватым оттенком.
Толщина отложений 204-322 м.
Палеогеновая система
Отложения полиогеновой системы подразделяются на тибейсалинскую (палеоцен) и люлинворскую (эоцен) свиты.
Тибейсалинская свита делится на две: нижнюю, преимущественно глинистую с прослойками алевролитов темно-серых, разнозернистых и верхнюю - песчаную с прослоями глин.
Толщина свиты 226-274 м.
Люлинворская свита представлена опоковидными глинами серыми, участками алевристыми.
Толщина свиты 153 м.
Четвертичная система
На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложения четвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породы содержат включения растительных остатков.
Толщина до 145 м.
· Тектоника.
Ямбургское газоконденсатное месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, в пределах которого выделяются Ямбургское куполовидное поднятие и харвутинский вал. Строение Ямбургского куполовидного поднятия изучено по опорным отражающим горизонтам и данным бурения. По кровле отражающего горизонта (верхняя юра) Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание на западе и оконтуривается сейсмоизогипсой минус 4100 м, а на востоке северо-восточное простирание.
Размеры поднятия 55 х 47 км амплитуда около 300 м. Оно осложнено двумя локальными поднятиями - Ямбургским и Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургского куполовидного поднятия расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальные поднятия, отделённые от него небольшими прогибами.
· Сеноманская залежь.
Сеноманская залежь газа контролируется природным фактором - наличием высокоамплитудной ловушки, перекрытой мощной (500-800 м) толщей турон-датских глин, которая служит надежной покрышкой залежи. Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной. Литологически резервуар представлен сложным неравномерным переслаиванием песчаных, алевритовых и глинистых пород, со значительным преобладанием коллекторов. Песчано-алевритовые породы в газонасыщенной части сеноманской продуктивной толщи составляют 41,9-85,3 %.
Толщины проницаемых пород колеблются от 0,4 до 18,8 м; глинистых - от 0,4 до 31,4 м. Коллекторами газа являются пески, песчаники, крупнозернистые алевролиты. Наибольшее распространение имеют крупнозернистые разности алевролитов. Для песчано-алевролитовых пород характерна самая разнообразная слоистость, отсортированность пород средняя. По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелко-псамитовая и крупноалевритовая фракции. Содержание обломочного материала в коллекторах изменяется от 60 до 95 %. По составу обломочный материал, в основном, представлен аркозовыми разностями, реже присутствуют полевошпато-кварцевые. В целом породообразующие минералы представлены кварцем (40 %), полевыми шпатами (25-45 %), слюдой (до 10 %), обломками других пород (5-10%).
Количество цемента в песчано-алевритовых породах изменяется от 10 до 20 % в слабосцементированных разностях, до 25-35 % в более плотных. По составу цемент в основном представлен глинистым веществом, каолинитом и монтмориллонитом. Породы-коллекторы разделяются между собой плотными породами, представленными, в основном, глинами, реже известняками и плотными песчаниками и алевролитами с базольным карбонатным цементом.
Средневзвешенная по толщине пористость изменяется от 23 до 33 %. Коэффициент газонасыщенности 0,74. Среднее значение проницаемости 569,3-10-9м2.
По химическому составу газ сеномана аналогичен газу сеноманских залежей других месторождений севера Западной Сибири. Газ сухой, метановый (метан - 93,4-99,2 %). Содержание гомологов метана 0,1-0,2 %. Конденсата не обнаружено. Сероводород отсутствует. Содержание примесей: азот - 0,41-2,26 %; углекислый газ - 0,04-1,17 %; аргон - 0,01-0,03 %; гелий - 0,08-0,019 %; водород - 0,27 %. Относительная плотность газа по воздуху - 0,562. Среднее значение теплотворной способности - 7898 кДж/м3. Среднекритическое давление - 4,63 МПа. Среднекритическая температура - 190,49 К.
Архангельское месторождение
1 Общие сведения о месторождении
Архангельское нефтяное месторождение в административном отношении находится на землях Чистопольского района Татарстана, с pазвитойинфpаструктуpой, обеспеченного энергетическими мощностями, рабочей силой, путями сообщения. В 70 км к востоку от месторождения проходит с севера на юг железная дорога, связывающая города Набережные Челны и Бугульму. Связь района месторождения с райцентром и железной дорогой осуществляется по асфальтированному шоссе, которое соединяет города Чистополь и Альметьевск и пересекает северную часть месторождения с запада на восток. Шоссе пригодно для автотранспорта в любое время года. В 3 км к северо-западу от Архангельского месторождения находится Шереметьевское месторождение, подготовленное к разработке, непосредственно с юга примыкает Краснооктябрьское разрабатываемое, с востока Урганчинское, подготовленное к разработке, нефтяные месторождения [9].
Архангельское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу шесть продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы нижнего карбона и карбонатные породы девона, нижнего и среднего карбона.
Рельеф района по своему типу относится к аккумулятивно-структурному. Для него типичны сглаженные увалистые формы.
Архангельском месторождении выявлено 123 залежи нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и онтролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев объединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы хлоркальциевого типа. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти каменноугольных и турнейских отложений близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.
Промышленные скопления нефти приурочены к двум этажам нефтеносности" нижнему и среднему карбону. В отложениях нижнего карбона продуктивными являются терригенные отложения тульского горизонта В отложениях среднего карбона выделены карбонатные отложения башкирского яруса и верейского горизонта.
По количеству запасов Архангельское месторождение относится к классу средних. Месторождение было открыто в 1974 году и введено в промышленную разработку в 1980 году.
На Архангельском месторождении выделено четыре эксплуатационных объекта, в т.ч. основных три (отложения верейского, башкирского и тульского возрастов) и возвратных один (отложения турнейского яруса). Разбуривание осуществляется по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м. Cистемазаводнения на тульском и верейском объектах линейная внутриконтурная в сочетании с законтурной; разработка турнейских залежей на естественном режиме; на башкирских отложениях проведение опытной эксплуатации. С целью увеличения КИН проведение ОПР по циклической закачке; по влажному внутрипластовому горению на залежах в тульских отложениях; испытание комбинированной технологии на одном элементе верейского объекта эксплуатации.
2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛОЩАДИ
2.1 Характеристика геологического строения
Нефтенасыщение каширского горизонта связано с пластом СКШ-1, залегающим в его нижней части. Пласт сложен пористо - проницаемыми известняками, которые переслаиваются с известняками уплотненными. Толщина пористо - проницаемых прослоев колеблется от 0.7 до 4 м, имея средние значения 1.5-2 м. Количество прослоев в пласте колеблется от 1 до 2.
Тип коллектора поровый. Пласт СКШ-1 развит по площади месторождения повсеместно. В отдельных скважинах центральной и северной частях месторождения пласт-коллектор замещен плотными породами.
Покрышкой для продуктивного пласта являются уплотненные загипсованные известняки, переслаивающиеся с мергелями и доломитами верхней части каширского горизонта.
В толще верейского горизонта залежи нефти связаны с продуктивными пластами, которые индексируются снизу вверх как СВР-1 - СВР-6. Породами коллекторами являются пористо-проницаемые и трещиноватые известняки в различной степени глинистые и доломитизированные. Наиболее выдержанными по площади являются пласты СВР-2 и СВР-3. Остальные пласты не выдержаны как по разрезу, так и по простиранию, замещаясь уплотненными глинистыми известняками.
Толщина продуктивных пластов - коллекторов изменяется от 0.6 до 7 м. Средняя нефтенасыщенная толщина равна 3.4 м. Количество нефтенасыщенныхпропластков колеблется от 1-3 до 14. Коэффициент расчлененности равен 2.1 .
Разделяются верейские пласты пачками терригенно-карбонатных пород, сложенных переслаивающимися мергелями, аргиллитами, алевролитами, глинистыми песчаниками и плотными доломитами. Толщина этих пачек колеблется от 0 до 6 м. За счет систем трещин, пересекающих их перемычек выклинивания, пласты - коллекторы находятся в гидродинамической связи.
Покрышкой для башкирских залежей нефти служат плотные доломиты и известняки, залегающие в кровельной части башкирского яруса и в подошвенной - верейского горизонта.
В разрезе тульского горизонта выделяются 4 пласта - коллектора: С1 ТЛ-1 - С1 ТЛ-4. Наиболее распространенным является пласт С1 ТЛ-4, залегающий в верхней части горизонта. В этом пласте заключены основные промышленные запасы тульского горизонта. Пласт распространен повсеместно, лишь на юго-западе он замещен плотными породами или отсутствует. Сложен пласт разнозернистыми кварцевыми песчаниками рыхлыми, слабо- и средне-сцементированными.
В алексинском горизонте прослеживается один пласт - коллектор С1 АЛ, сложенный известняками участками кавернозными, местами с прослоями доломитов. Пласт неоднородный: в кровле и подошве обычно загипсован или уплотнен. Коллекторы порового типа. Толщина пласта изменяется от 0,5 до 2,8 м, средняя – 1,3 м.
Количество прослоев в пласте от 1 до 9. Пласт отделяется от нижележащего пласта С1 ТЛ-3 пачкой аргиллитов и репером СКР-ТЛ, который прослеживается почти во всех скважинах. Суммарная толщина этой плотной пачки изменяется от 1 до 7 м. Покрышкой для тульской залежи служит толща аргиллитов, которые находятся в кровле тульского горизонта и плотных карбонатных пород алексинского горизонта.
Пласты - коллекторы С1 ТЛ-1 и С1 ТЛ-2 сложены песчаниками и алевролитами, которые чередуются с аргиллитами. Наиболее выдержан по площади пласт С1 ТЛ - 2. Пласт С1 ТЛ-1 встречается лишь в единичных скважинах и незначителен по толщине (0,8 – 1,6 м). Разделяются пласты глинистой пачкой толщиной 1,2 – 3,6 м. Ограниченность распространения пласта С1 ТЛ-1 по площади месторождения, а также незначительная толщина разделяющих пласты плотных пород позволяет рассматривать пласты как единый С1 ТЛ1+2. Толщина эффективных прослоев колеблется от 0,6 до 10,8 м, составляя в среднем 3,1 м. Количество прослоев колеблется от 1 до 3. Коэффициент расчлененности ( К Р ) равен 1,1. Развит пласт С1 ТЛ-1+2 в виде линз на крыльях поднятий, лишь на юге - западе месторождения пласт имеет площадное распространение.
В разрезе бобриковского горизонта выделяются два пласта - коллектора снизу вверх как С1БР-1 и С1БР-2. Наиболее выдержанным из них является пласт С1БР-2. Сложены пласты песчаниками и алевролитами, толщина пластов колеблется от 0,6 до 13,6, составляя в среднем 3,2 м. Количество нефтенасыщенныхпропластков изменяется от 1 до 3, коэффициент расчлененности равен 1,7.
Распространены бобриковские пласты - коллекторы лишь на отдельных участках месторождения, преимущественно на западе и юге, где они выполняют турнейские врезы. Во врезах толщина бобриковских отложений увеличивается до 49 м, там появляются углисто - глинистые сланцы и даже прослои известняков.
В отложениях турнейского яруса выделяется 4 пласта-коллектора, соответствующие кизеловскому, черепетскому, упино-малевскому и заволжскому горизонтам.
По результатам исследований коллекторы турнейского яруса – поровые, прослоями трещинно-поровые. В черепетских отложениях наблюдаются неравномерная перекристаллизация, ухудшившая коллекторские свойства, а в кизеловских отложениях развита эффективная микротрещиноватость.
В отложениях турнейского яруса залежи нефти связаны с карбонатными породами - коллекторами кизеловского, черепетского и упино - малевского горизонтов. Сложены они переслаивающимися пористо - проницаемыми, уплотненными и глинистыми известняками. Пористо - проницаемые прослои сообщаются между собой за счет слияния и зон трещиноватости, образуя единый резервуар. Толщина эффективных прослоев колеблется от 0,6 до 5,4 м, суммарная толщина от 0,6 до 38,9 м, количество прослоев изменяется от 1 до 13, средний коэффициент расчлененности равен 5,4.
По результатам исследований коллекторы турнейского яруса - поровые, прослоями трещиновато - поровые, в кизеловских отложениях развита эффективная микротрещиноватость.
Покрышкой для залежей нефти в турнейских отложениях служат плотные глинистые породы визейского яруса и плотные известняки из кровельной части турнейского яруса.
2.2 Основные параметры пласта
2.2.1 Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность
Основные параметры по разным вида исследований приведены в таблице 1. По результатам анализов видно, что наиболее изменчивым параметром является проницаемость. Наименьшей проницаемостью обладают карбонатные отложения алексинского горизонта и турнейского яруса.
Таб. 1 Значения исследований по основным характеристикамколлекторских свойств пластов
|
|
| ||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||||||
| Турнейский ярус | |||||||||||
| Лаборатор-ные | Интервал изменения | 0,14-301,3 | 7,9-21,2 | 24,3-83,7 | 16,3-75,7 | ||||||
| Среднее значение | 20,2 | 13,2 | 61,5 | 40,9 | |||||||
| Геофизичес-кие | Интервал изменения | 9,0-340,6 | 9,1-21,3 | 45,4-85,7 | - | ||||||
| Среднее значение | 74,3 | 13,0 | 76,7 | - | |||||||
| Гидродина-мические | Интервал изменения | 19-240 | - | - | - | ||||||
| Среднее значение | 112,2 | - | - | - | |||||||
| Принятые | Среднее значение | 112,2 | 13,0 | 61,0 | - | ||||||
| Тульский горизонт | |||||||||||
| Лаборатор-ные | Интервал изменения | 138,7-2169,0 | 9,6-30,7 | 43,0-96,2 | 3,8-57 | ||||||
| Среднее значение | 467 | 22,2 | 84,3 | 15,7 | |||||||
| Геофиз-ие | Интервал изменения | 11-896 | 12,3-27,8 | 51,0-90,4 | - | ||||||
|
| Среднее значение | 273 | 23,0 | 88,0 | - | ||||||
| Гидродина-мические | Интервал изменения | 20-2760 | - | - | - | ||||||
| Среднее значение | 685 | - | - | - | |||||||
| Принятые | Среднее значение | 865 | 23,0 | 88,0 | - | ||||||
| Алексинский горизонт | |||||||||||
| Лаборатор-ные | Интервал изменения | 12,0-14,5 | 0,5-21,7 | 29,2-69,1 | 30,9-71 | ||||||
| Среднее значение | 13,6 | 12,6 | 55,4 | 44,6 | |||||||
| Геофизичес-кие | Интервал изменения | 3,4-194 | 9,2-18,5 | 68-89 | - | ||||||
| Среднее значение | 76,0 | 13,0 | 71,0 | - | |||||||
| Гидродина-мические | Интервал изменения | 180-2070 | - | - | - | ||||||
| Среднее значение | 1027 | - | - | - | |||||||
|
| |||||||||||
| Лаборатор-ные | Интервал изменения | 0,19-7399 | 2,9-27,9 | 35,3-96,3 | 3,7-65 | ||||||
|
| Среднее значение | 194,9 | 14,3 | 77,9 | 22,1 | ||||||
| Геофизичес-кие | Интервал изменения | 16-241 | 9,0-19,8 | 45,0-89,3 | - | ||||||
|
| Среднее значение | 61,3 | 14,0 | 70,0 | - | ||||||
| Гидродина-мические | Интервал изменения | 6-900 | - | - | - | ||||||
|
| Среднее значение | 155 | - | - | - | ||||||
Верейскийгоризонт
| Лабораторные | Интервал изменения | 0,1-5821 | 0,9-32,4 | 20,6-92,3 | 7,7-79 |
| Среднее значение | 245 | 16,0 | 69,0 | 29,2 | |
| Геофизические | Интервал изменения | 16-547 | 9,2-24,0 | 40-85,1 | - |
| Среднее значение | 131 | 14,9 | 64,5 | - | |
| Гидродинамичес-кие | Интервал изменения | 30-2180 | - | - | - |
| Среднее значение | 230 | - | - | - |
По продуктивным карбонатным отложениям наибольшее число значений проницаемости и по геофизическим, и лабораторным исследованиям находятся в интервале 0-50 мД.
Карбонатная толща турнейских и башкирских отложений имеет сложное литолого-петрографическое строение. Это выражается в неравномерном чередовании пористо-проницаемых и плотных пород. Поэтому эти отложения являются наиболее неоднородными по коллекторским свойствам. Их можно характеризовать как среднеёмкие, и низко и среднепроницаемые.
Продуктивные отложения верейского горизонта более однородны по своему литологическому составу, поскольку сложены, в основном, одной разностью известняков, имеющих высокие коллекторские свойства. Значительное количество лабораторных определений коллекторских свойств пластов верейского горизонта дает основание характеризовать их наиболее достоверно как среднеемкие, средне и высокопроницаемые.
По наибольшему количеству лабораторных анализов пласты алексинского и каширского горизонтов можно отнести к среднеемким и средне-проницаемым.
Как показывают результаты анализов, значения пористости, определенные по лабораторным и промыслово-геофизическим исследованиям, почти идентичны. Пласты тульского горизонта сложены слабосцементированными песчаниками, разрушающими при бурении, поэтому керновый материал здесь малопредставительный. Чаше им охарактеризованы уплотненные прослои и, видимо, параметры пластов несколько занижены. Поэтому при подсчете запасов и проектировании принять значения пористости и нефтенасыщенности, определенные по геофизическим материалам, позволяющие проследить изменение коллекторских свойств пластов как по разрезу, так и по площади по каждой скважине.
По всем проектируемым объектам приняты значения проницаемости, определенные при гидродинамических исследованиях скважин.
2.2.2 Толщина пластов
Средние толщины пластов приведены в таблице 2. Наиболее резкие изменения суммарных нефтенасыщенных толщин пластов прослеживаются в тульских и башкирских отложениях. Продуктивная толща турнейского яруса представляют собой массивный резервуар, состоящий из переслаивающих пористых и плотных разностей пород.
Таблица 2- Средние значения толщин пластов
| Толщина пласта, м | Наименование | Зона пласта (горизонта) | |||||||||
| Нефтяная | водонефтяная | по пласту в целом | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |||||||
| Тульский горизонт | |||||||||||
| Общая | Средневзвеш. значение | 14,8 | 17,5 | 15,4 | |||||||
| Коэфф. Вариации | 0,2 | 0,18 | 0,21 | ||||||||
| Интервал измен-я | 8,0-25,8 | 11,8-27,8 | 8,0-97,8 | ||||||||
| Нефтенасыще- нная
| Средневзвеш. значение | 6,1 | 2,2 | 4,7 | |||||||
| Коэфф. Вариации | 0,62 | 0,68 | 0,63 | ||||||||
| Интервал измен-я | 0,8-20,0 | 0,8-17,8 | 0,8-20,0 | ||||||||
| Эффективная | Средневзвеш. значение | 6,1 | 10,5 | 7,8 | |||||||
| Коэфф. Вариации | 0,62 | 0,42 | 0,59 | ||||||||
| Интервал измен-я | 0,8-20,0 | 1,6-19,0 | 0,8-20,0 | ||||||||
| Алексинский горизонт | |||||||||||
|
| Коэфф. Вариации | 0,25 | - | 0,25 | |||||||
| Интервал измен-я | 1,0-5,6 | - | 1,0-5,6 | ||||||||
| Нефтенасыщенная | Средневзвеш. значение | 0,8 | - | 0,8 | |||||||
| Коэфф. Вариации | 0,36 | - | 0,36 | ||||||||
| Интервал измен-я | 0,8-4,8 | - | 0,8-4,8 | ||||||||
| Эффективная | Средневзвеш. значение | 0,8 | - | 0,8 | |||||||
| Коэфф. Вариации | 0,36 | - | 0,36 | ||||||||
| Интервал измен-я | 0,8-4,8 | - | 0,8-4,8 | ||||||||
| Башкирский ярус | |||||||||||
| Общая | Средневзвеш. значение | - | 38,6 | 38,6 | |||||||
| Коэфф. Вариации | - | 0,25 | 0,25 | ||||||||
| Интервал измен-я | - | 31,0-55,0 | 31,0-55,0 | ||||||||
| Нефтенасыще-нная | Средневзвеш. значение | - | 4,7 | 4,7 | |||||||
| Коэфф. Вариации | - | 0,49 | 0,49 | ||||||||
| Интервал измен-я | - | 1,0-28,0 | 1,0-28,0 | ||||||||
Эффективная | Средневзвеш. значение | - | 28,8 | 28,8 | |||||||
| Коэфф. Вариации | - | 0,36 | 0,36 | ||||||||
| Интервал измен-я | - | 8,4-52,0 | 8,4-52,0 | ||||||||
| Верейский горизонт | |||||||||||
| Общая | Средневзвеш. значение | 7,7 | - | 7,7 | |||||||
| Коэфф. Вариации | 0,32 | - | 0,32 | ||||||||
| Интервал измен-я | 6,0-14,2 | - | 6,0-14,2 | ||||||||
| Нефтенасыщенная | Средневзвеш. значение | 2,0 | - | 2,0 | |||||||
| Коэфф. Вариации | 0,30 | - | 0,30 | ||||||||
| Интервал измен-я | 1,0-8,0 | - | 1,0-8,0 | ||||||||
| Эффективная | Средневзвеш. значение | 2,0 | - | 2,0 | |||||||
| Коэфф. Вариации | 0,30 | - | 0,30 | ||||||||
| Интервал измен-я | 1,0-8,0 | - | 1,0-8,0 | ||||||||
Количество пористых нефтенасыщенных прослоев в коллекторах изменяется от 1 до 13, толщина их колеблется от 0,6 до 3 м. Залежи нефти турнейского яруса приурочены к эррозионным останцам, которые несогласно перекрываются песчано-алевролитовыми отложениями тульского горизонта. Толщина пачки глинистых пород, разделяющих пласты тульского горизонта от залежей турнейского яруса изменяется от 5,2 до 40,8 м.
Средняя толщина тульских пластов 4,7 м. Непосредственно на глинистых породах над тульским пластом залегают карбонаты алексинского горизонта, подошвенная часть которых является коллектором. Толщина алексинского пласта изменяется от 0,8 до 4,8 м. Залежи нижнего карбона перекрываются мощной толщей глинисто-карбонатных пород окско0серпуховских отложений толщиной до 236 м.
Башкирская продуктивная толща отличается значительными колебаниями нефтенасыщенной толщины. Это является следствием литологической неоднородности и неравномерным нефтенасыщением всей толщи, состоящей из переслаивающих пористых и плотных разностей пород. Количество эффективных прослоев по скважинам меняется от 1 до 16, толщина их колеблется в пределах 0,8 – 20, 0 м.
В верейском горизонте нефтенасыщение связано с двумя пластами, залегающими в подошве толщи. Толщина перемычки между пластами изменяется от 0,8 до 3,8 м. Пласты представлены одним прослем, толщина их колеблется от 0,8 до 5,0 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,0 до 8,0 м. Разделом между верейской и башкирской залежами являются плонтые и глинистые известняки толщиной до 16,6 м.
Каширские продуктивные отложения представлены одним пластом, толщина которого изменяется от 1,0 до 4,8 м. Однако доля толщины до 2 мнебольшая. Разделом между верейскими и каширскими залежами служат глинисто-карбонатные отложения толщиной от 31 до 42 м.
2.2.3 Показатели неоднородности пластов
Продуктивные толщи Архангельского месторождения обладают значительной неоднородностью как по разрезу, так и по площади.
Наиболее расчлененным пластовым резервуаром месторождения являются верейский и тульский (таблица 3). В верейских отложениях почти во всех скважинах вскрыты два продуктивных пласта, а в тульских – три пласта, но из них два нижних пласта имеют ограниченное распространение.
На долю эффективных прослоев в массивной продуктивной толще турнейского и башкирского ярусов приходится соответственно 57 и 66%. Наибольшее распространение по площади имеют коллекторы верей-башкирских отложений. Здесь на долю коллекторов приходится до 98%.
Ограниченным и прерывистым распространением обладают пласты алексинского горизонта, где доля коллектора на площади составляет всего 38%.
Таблица 3-Статистические показатели характеристик неоднородности пласта
| Количество скважин | Коэффициент песчанистости, Кп | Коэффициент расчлененности, Кр | Характе-ристикапреры-вистости | ||
| Среднее значение | Коэфф. вариации | Среднее значение | Коэфф. вариации | ||
| Турнейский ярус | |||||
| 78 | 0,57 | 0,33 | 1,0 | - | 0,93 |
Тульский горизонт | |||||
| 161 | 0,50 | 0,51 | 1,46 | 0,5 | 0,93 |
| Алексинский горизонт | |||||
| 54 | 0,70 | 0,24 | 1,0 | - | 0,38 |
| Башкирский ярус | |||||
| 198 | 0,66 | 0,30 | 1,0 | - | 0,98 |
| Верейский горизонт | |||||
| 210 | 0,65 | 0,28 | 1,9 | 0,24 | 0,92 |
| Каширский горизонт | |||||
| 112 | 0,89 | 0,22 | 1,15 | 0,34 | 0,94 |
2.3 Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды
Изучение физико-химических свойств нефти проведены по поверхностным и глубинным пробам по всем продуктивным горизонтам, кроме каширского, где пробная эксплуатация пласта не производилась.
Глубинные пробы отбирались из скважин при давлении выше давления насыщения. Нефти в пластовых условиях исследовали на установках УИПН-2, АСМ-300 по общепринятой методике с применением в качестве рабочей жидкости водного раствора хлористого натрия. Отбор глубинных проб нефти проводился с помощью глубинного пробоотборника типа ПД-3М.
Поверхностные нефти исследовали по существующим ГОСТам. Газ, выделенный из нефти при ее разгазировании, анализировали на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТММ и на хроматографах: ХЛ-3, ХЛ-4, хром-4.
Пробы пластовой воды на анализ отбирались при опробовании. При характеристике подземных вод применялась классификация В.А.Сулина.
Результаты исследований показывают, что нефти всех горизонтов на месторождении близки по своим свойствам. Все они, в основном, тяжелые, высокосернистые, парафинистые, вязкие. Нефть верейского горизонта отличается большей плотностью, высокой вязкостью, низким газовым фактором. Диапазон изменения основных параметров нефти в пластовых условиях по горизонтам представлен в таблице 4.
Таблица 4- Значения основных параметров нефти в пластовых условиях
| № | Наименование | Кол-во Исследований | Диапазон изменений | Среднее значение | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | ||||||
| Турнейский горизонт | ||||||||||
| 1 | Давление насыщения газом, МПа | 3 | 4,0-5,6 | 4,9 | ||||||
| 2 | ГазосодержаниеR, М3/Т | 3 | 17,8-25,6 | 21,5 | ||||||
| 3 | Газовый фактор при условии сепарации Г, НМ3/Т Р1=5МПа, Т1=90С Р1=5МПа, Т1=90С | 3 | 17,1
11,41 5,69 | |||||||
| 4 | Объемный коэффициент, в | 3 | 1,052-1,090 | 1,0702 | ||||||
| 5 | Плотность ρн, кг/м3 | 3 | 850-877 | 859,4 | ||||||
| 6 | Вязкость μн, мПа•с | 3 | 20,6-35,15 | 30,06 | ||||||
| Тульский горизонт | ||||||||||
| 1 | Давление насыщения газом, МПа | 24 | 1,3-7,1 | 4,09 | ||||||
| 2 | ГазосодержаниеR, М3/Т | 24 | 3,25-43,8 | 19,0 | ||||||
| 3 | Газовый фактор при условии сепарации Г, М3/Т Р1=5Мпа, Т1=90С Р1=5Мпа, Т1=90С | 24 |
14 9,34 4,66 | |||||||
| 4 | Объемный коэффициент, в | 24 | 1,022-1,1070 | 1,053 | ||||||
| 5 | Плотность ρн, кг/м3 | 24 | 847-902 | 874 | ||||||
| 6 | Вязкость μн, мПа•с | 24 | 15,56-106,45 | 40,9 | ||||||
| Алексинский горизонт | ||||||||||
| 1 | Давление насыщения газом, МПа | 2 | 5,68-6,23 | 5,95 | ||||||
| 2 | ГазосодержаниеR, М3/Т | 2 | 23,3-25,5 | 24,40 | ||||||
| 3 | Газовый фактор при условии сепарации Г, М3/Т Р1=5Мпа, Т1=90С Р1=5Мпа, Т1=90С | 2 |
| 18 12,01 5,99 | ||||||
| 4 | Объемный коэффициент, в | 2 | 1,068-1,075 | 1,0714 | ||||||
| 5 | Плотность ρн, кг/м3 | 2 | 865-872 | 868,4 | ||||||
| 6 | Вязкость μн, мПа•с | 2 | 23,2-29,03 | 25,99 | ||||||
| Башкирский горизонт | ||||||||||
| 1 | Давление насыщения газом, МПа | 5 | 1,4-5,75 | 4,1 | ||||||
| 2 | ГазосодержаниеR, М3/Т | 5 | 15,97-31,0 | 19,6 | ||||||
| 3 | Газовый фактор при условии сепарации Г, М3/Т Р1=5Мпа, Т1=90С Р1=5Мпа, Т1=90С | 5 |
| 15,8 10,54 5,26 | ||||||
| 4 | Объемный коэффициент, в | 5 | 1,023-1,061 | 1,041 | ||||||
| 5 | Плотность ρн, кг/м3 | 5 | 854-906 | 874,8 | ||||||
| 6 | Вязкость μн, мПа•с | 5 | 21,31-101,69 | 41,12 | ||||||
| Верейский горизонт | ||||||||||
| 1 | Давление насыщения газом, МПа | 3 | 0,3-4,5 | 1,93 | ||||||
| 2 | ГазосодержаниеR, М3/Т | 3 | 1,1-32,87 | 4,67 | ||||||
| 3 | Газовый фактор при условии сепарации Г, М3/Т Р1=5Мпа, Т1=90С Р1=5Мпа, Т1=90С | 3 |
| 4,15 2,77 1,38 | ||||||
| 4 | Объемный коэффициент, в | 3 | 1,011-1,035 | 1,033 | ||||||
| 5 | Плотность ρн, кг/м3 | 3 | 877-933 | 898 | ||||||
| 6 | Вязкость μн, мПа•с | 3 | 39,8-68,4 | 50,1 | ||||||
В таблице 5. представлены значения физико-химических свойств разгазированной нефти.
Таблица 5- Значения физико-химических свойств разгазированной нефти
| Наименование | Кол-во исследований | Диапазон изменений | Среднее значение | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | ||||
| Турнейский горизонт | |||||||
| Вязкость, сП при 200С 500С |
9 9 |
39,3-530,3 12,5-104,3 |
212,7 56,1 | ||||
| Содержание,% весовое |
|
|
| ||||
| Серы | 9 | 3,2-4,6 | 3,6 | ||||
| Смол селикагелевых |
| 0 | 0 | ||||
| Асфальтенов | 9 | 4,0-11,2 | 8,4 | ||||
| Парафинов | 9 | 2,4-5,3 | 3,3 | ||||
| Выход светлых фракций, %объемное |
|
|
| ||||
| Н.К – 1000С | 9 | 0,2-4,0 | 2,03 | ||||
| до – 1500С |
| 0 | 0 | ||||
| до – 2000С | 9 | 5,6-19,0 | 14,5 | ||||
| до – 3000С | 9 | 27,0-41,0 | 33,8 | ||||
| Тульский горизонт | |||||||
| Вязкость, сП при 200С 500С |
22 22 |
36,8-840,3 12,2-71,25 |
100,5 28,6 | ||||
| Содержание,% весовое |
|
|
| ||||
| Серы | 22 | 1,2-4,5 | 3,8 | ||||
| Смол селикагелевых |
| 0 | 0 | ||||
| Асфальтенов | 22 | 2,23-11,0 | 8,2 | ||||
| Парафинов | 22 | 2,9-3,5 | 3,1 | ||||
| Выход светлых фракций, %Объемное |
|
|
| ||||
| Н.К – 1000С | 22 | 0,8-4,2 | 2,1 | ||||
| до – 1500С |
| 0 | 0 | ||||
| до – 2000С | 22 | 5,0-16,8 | 13,0 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | ||||
| до – 3000С | 22 | 18,0-88,5 | 32,55 | ||||
| Алексинский горизонт | |||||||
| Вязкость, сП при 200С 500С |
4 4 |
68,09-125,1 19,6-30,7 | 92,4 23,9 | ||||
| Содержание,% весовое |
|
| |||||
| Серы | 4 | 3,3-3,6 | 3,4 | ||||
| Смол селикагелевых |
| - | - | ||||
| Асфальтенов | 4 | 3,4-7,2 | 5,6 | ||||
| Парафинов | 4 | 3,1-3,3 | 3,2 | ||||
| Выход светлых фракций, %Объемное |
|
| |||||
| Н.К – 1000С | 4 | 1,0-3,0 | 2,1 | ||||
| до – 1500С |
| - | - | ||||
| до – 2000С | 4 | 12,0-16,0 | 13,7 | ||||
| до – 3000С | 4 | 34,0-38,0 | 36 | ||||
| Вязкость, сП при 200С 500С |
4 4 |
68,09-125,1 19,6-30,7 | 92,4 23,9 | ||||
| Содержание,% весовое |
|
| |||||
| Серы | 4 | 3,3-3,6 | 3,4 | ||||
| Смол селикагелевых |
| - | - | ||||
| Асфальтенов | 4 | 3,4-7,2 | 5,6 | ||||
| Парафинов | 4 | 3,1-3,3 | 3,2 | ||||
| Выход светлых фракций, %Объемное |
|
| |||||
| Н.К – 1000С | 4 | 1,0-3,0 | 2,1 | ||||
| до – 1500С |
| - | - | ||||
| до – 2000С | 4 | 12,0-16,0 | 13,7 | ||||
| до – 3000С | 4 | 34,0-38,0 | 36 | ||||
| Башкирский горизонт | |||||||
| Вязкость, сП при 200С 500С |
13 13 |
45,04-515,9 15,27-88,89 | 196,0 41,33 | ||||
| Содержание,% весовое |
|
| |||||
| Серы | 13 | 3,0-4,9 | 3,85 | ||||
| Смол селикагелевых |
| - | - | ||||
| Асфальтенов | 13 | 3,45-16,2 | 10,0 | ||||
| Парафинов | 13 | 2,61-3,19 | 2,98 | ||||
| Выход светлых фракций, %Объемное |
|
| |||||
| Н.К – 1000С | 6 | 0,5-2,4 | 1,22 | ||||
| до – 1500С |
| - | - | ||||
| до – 2000С | 6 | 8,4-14,0 | 11,2 | ||||
| до – 3000С | 6 | 28,0-33,4 | 31,3 | ||||
| Верейский горизонт | |||||||
| Вязкость, сП при 200С 500С |
5 5 |
111,5-456,1 27,49-159,7 | 260,6 67,6 | ||||
| Содержание,% весовое |
|
| |||||
| Серы | 5 | 3,6-4,6 | 4,0 | ||||
| Смол селикагелевых |
| - | - | ||||
| Асфальтенов | 5 | 7,7-13,7 | 10,0 | ||||
| Парафинов | 5 | 2,7-3,3 | 2,9 | ||||
| Выход светлых фракций, %Объемное |
|
| |||||
| Н.К – 1000С | 5 | 3,4-4,5 | 2,8 | ||||
| до – 1500С |
| - | - | ||||
| до – 2000С | 5 | 11,4-11,5 | 11,5 | ||||
| до – 3000С | 5 | 28,4-31,5 | 30,3 | ||||
В таблице 7. представлен компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольные).
Таблица 7- Компонентный состав нефтяного газа
| наименование | газ, выделившийся из нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях | нефть разгазированная однократно в стандартных условиях | пластовая нефть | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | |
| Тульский горизонт | ||||
| сероводород | 0,17 | - | 0,08 | |
| со2 | 1,46 | - | 0,15 | |
| азот +редкие | 24,98 | - | 3.88 | |
| метан | 13,87 | 0,19 | 2,76 | |
| этан | 22,23 | 0,42 | 3,13 | |
| пропан | 23,30 | 2,11 | 4,82 | |
| изобутан | 2,96 | 0,91 | 1,22 | |
| н-бутан | 6,74 | 2,89 | 3,56 | |
| изопентан | 2,03 | 2,32 | 2,29 | |
| н-пентан | 1,43 | 2,38 | 2,30 | |
| с6+высшие | 0,78 | 88,78 | 75,81 | |
| молек. масса | 35,68 | 275,45 | - | |
| плотность при станд. усл., г/л | 1,4835 | - | - | |
| Башкирский горизонт | ||||
| сероводород | - | - | - | |
| со2 | 2,95 | - | - | |
| азот +редкие | 38,45 | - | - | |
| метан | 15,55 | - | - | |
| этан | 14,30 | - | - | |
| пропан | 17,10 | - | - | |
| изобутан | 2,55 | - | - | |
| н-бутан | 5,50 | - | - | |
| н-пентан | 1,25 | - | - | |
| с6+высшие | 0,60 | - | - | |
| молек. масса | 46,74 | - | - | |
| плотность при станд.усл., г/л | 1,4014 | - | - | |
| Верейский горизонт | ||||
| сероводород | 0,13 | - | - | |
| со2 | 2,06 | - | 0,10 | |
| азот +редкие | 38,00 | - | 1,91 | |
| Этан | 18,27 | 0,09 | 1,00 | |
| Пропан | 17,71 | 0,17 | 1,06 | |
| изобутан | 4,72 | 0,22 | 0,46 | |
| н-бутан | 6,96 | 0,48 | 0,84 | |
| изопентан | 2,82 | 0,82 | 0,96 | |
| н-ентан | 1,20 | 0,67 | 0,75 | |
| с6+высшие | - | 97,55 | 92,58 | |
| молек. масса | 36,80 | 255,29 | - | |
| плотность при станд.усл., г/л | 1,5300 | - | - | |
Подземные воды отложений среднего и нижнего карбона по своим физико-химическим свойствам относятся к хлоркальциевому типу с различной минерализацией.
Результаты анализов вод отложений нижнего карбона показывают, что они близки по своему составу и свойствам. они обладают почти одинаковой вязкостью, плотностью, лишь незначительно отличаются общей минерализацией. объемный коэффициент, определенный расчетным путем, для вод нижнего карбона составляет 0,997.
Физико-химические свойства подземных вод верей-башкирских отложений изучены по 4 скважинам. Минерализация вод колеблется в пределах 192-241 г/л, вязкость 1,57-1,64 сП, газосодержание небольшое и в среднем не превышает 0,127 м3/м3. В таблице 8 представлены физико-химические свойства пластовых вод различных отложений Архангельского месторождения.
Таблица 8- Физико-химические свойства пластовых вод
| № | Наименование | Кол-во исслед-х скважин | Диапазон изменений | Среднее значение | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | ||
| Турнейский ярус | ||||||
| 1 | Газосодержание,м3/ м3 | 2 | Не определено | |||
| 2 | в т. ч. сероводород | 2 | Неопределено | |||
| 3 | Объемныйкоэфф-т | 2 |
| 0,997 | ||
| 4 | Вязкость, сП | 2 | 1,72-1,73 | 1,725 | ||
| 5 | Общаяминерализация, г/л | 2 | 185,242-220,2517 | 202,7468 | ||
| 6 | Плотность, кг/см3 | 2 | 1162,9-1164,0 | 1163,4 | ||
| Содержание ионов мг/л | ||||||
| 7 | Cl- | 2 | 113493-135727 | 124610 | ||
| 8 | SO2-4 | 2 | 841,1-1022,2 | 931,6 | ||
| 9 | HCO-3 | 2 | 152,5-231,1 | 191,8 | ||
| 10 | Ca2+ | 2 | 7590,7-10425,5 | 9008,1 | ||
| 11 | Mg2+ | 2 | 2471,5-4271,7 | 3371,6 | ||
| 12 | K+ + Na+ | 2 | 60693,1-68573,8 | 64633,4 | ||
| Тульский горизонт | ||||||
| 1 | Газосодержание,м3/ м3 | 3 | 0,57-0,133 | 0,1 | ||
| 2 | в т. ч. сероводород | Не определено |
| |||
| 3 | Объемныйкоэфф-т | 42 | 0,997 | 0,997 | ||
| 4 | Вязкость, сП | 42 | 1,55-1,68 | 1,61 | ||
| 6 | Плотность, г/см3 | 42 | 1143-1162 | 1150 | ||
| Содержание ионов мг/л | ||||||
| 7 | Cl- | 42 | 129746-164488 | 147117 | ||
| 8 | SO2-4 | 42 | 677-2024 | 1350 | ||
| 9 | HCO-3 | 42 | 161-14 | 87 | ||
| 10 | Ca2+ | 42 | 11426-15631 | 13530 | ||
| 11 | Mg2+ | 42 | 4985-3100 | 4042 | ||
| 12 | K+ + Na+ | 42 | 62003-83868 | 72935 | ||
| Алексинский горизонт | ||||||
| 1 | Газосодержание,м3/ м3 | Неопределено |
| |||
| 2 | в т. ч. сероводород | Неопределено |
| |||
| 3 | Объемныйкоэфф-т | 2 | 0,997 | 0,997 | ||
| 4 | Вязкость, сП | 2 | 1,57-1,64 | 1,60 | ||
| 5 | Общаяминерализация, г/л | 2 | 223-238 | 230 | ||
| 6 | Плотность, кг/см3 | 2 | 1144-1154 | 1149 | ||
| Содержание ионов мг/л | ||||||
| 7 | Cl- | 137546-146054 | 141800 | |||
| 8 | SO2-4 | 724-1019 | 871 | |||
| 9 | HCO-3 | 139-107 | 123 | |||
| 10 | Ca2+ | 10621-11021 | 1082 | |||
| 11 | Mg2+ | 3283-3040 | 3161 | |||
| 12 | K+ + Na+ | 71221-76869 | 74045 | |||
| Верей-башкирские отложения | ||||||
| 1 | Газосодержание,м3/ м3 | 2 | 0,097-0,157 | 0,127 | ||
| 2 | в т. ч. сероводород | 2 | Не определено | - | ||
| 3 | Объемныйкоэфф-т | 4 | 0,997 | 0,997 | ||
| 4 | Вязкость, сП | 4 | 1,46-1,72 | 1,56 | ||
| 5 | Общаяминерализация, г/л | 4 | 192-241 | 236 | ||
| 6 | Плотность, кг/см3 | 4 | 1124-1163 | 1154 | ||
| Содержание ионов мг/ | ||||||
| 7 | Cl- | 4 | 118403-48179 | 132936 | ||
| 8 | SO2-4 | 4 | 878-1003 | 813 | ||
| 9 | HCO-3 | 4 | 0,0-150 | 64 | ||
| 10 | Ca2+ | 4 | 12024-12022 | 11608 | ||
| 11 | Mg2+ | 4 | 3040-3526 | 3366 | ||
| 12 | K+ + Na+ | 4 | 57734-76214 | 66956 | ||
Дата добавления: 2019-11-16; просмотров: 508; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!