Главная

Популярная публикация

Научная публикация

Случайная публикация

Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка

Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы

КАТЕГОРИИ:






Свойства пластовых жидкостей и газов




В целях изучения физико-химических свойств нефти и газа на Мамонтовском месторождении проведён большой объём исследований поверхностных и глубинных проб в специализированных лабораториях Главтюменгеологии, ин­ститутов Гипротюменнефтегаз, СибНИИНП, производственного объедине­ния "Юганскнефтегаз".

Нефти Мамонтовского месторождения относятся к маловязким, вязкость – от 3 до 5 мПа·с с незначительным газосодержанием от 36 до 56 м/сут, давлением насыщения от 7,3 до 9,1 МПа. Нефти сернистые, парафинистые, смолистые. В таблицах 3-7 приведены основные физико - химические свойства нефти и газа.

Таблица 3 - Свойства пластовой нефти

Параметры А4 А5-6 Б8 Б10 Б11
Давление насыщения газом рн, кгс/см2 82 76 82 94 92
Газосодержание R м3 41,7 42,3 41,5 60,5 60,5
Рабочий газовый фактор при условиях сепарации м3   32,5 34,4 51,7 48,24
Объёмный коэффициент 1,117 1,113 1,099 1,178 1,189
Плотность нефти г/см3 0,824 0,825 0,841 0,799 0,795
Вязкость нефти сП 4.14 4,85 5,14 2,44 2,2
Температура насыщения па­рафином °С 29,7 29,6 38,5 30,3 30,3

 

Таблица 4 - Анализ контрольных проб нефти

  Вода% Хлор мг/л Соли % Мех. примеси Вязкость
УПСВ ДНС 7 2 79 226 9226 0,03 0,97 0,04 0,16 16,87 18,82

Таблица 5 Анализ нефти на газосодержание

  Ратм t °C Vпробы, МЛ Vгаза, МЛ Vнефти, МЛ плотность по воздуху
ДНС 7 УПСВ 8 12 36 34 375 376 728 1126 355 360 1,898 1,759

Промышленно нефтеносны пласты А4, А4, Б8, Б10, Б11.

Пласт А4 залегает на глубине 1900 м. Залежь, занимает в пласте около 40% площади месторождения. Отличается небольшой толщиной (менее 4 м), низкой песчанистостъю, значительной зональной неоднородностью. В преде­лах залежи выявлено более 20 участков полного замещения песчаников непро­ницаемыми разностями пород. Третья часть песчаных пропластков имеет резко ухудшенные свойства (асп - 0,5 и половина пропластков - менее 0,6). Проницаемостъ по геофизике 0,030 мкм2, толщина 1-го песчаного прослоя 1,3 м. Залежь представляет трудности для разработки из-за значительной неоднородности.

Пласт А5-6 отделен от верхнего пласта А4 глинистой толщей до 20 м. В северном: направлении перемычка опесчанивается до полного слияния пла­стов. Залежь занимает 15 % площади месторождения. В пласте А5-6 имеются три самостоятельные залежи. Основная из них имеет размеры 11ˣ18 км. С северо-запада и с запада к ней примыкают две небольшие залежи, отделен­ные небольшими перегибами. Все залежи полностью подстилаются водой. Строение водонефтяных зон неблагоприятное для разработки. Верхняя часть пласта (нефтяная) имеет линзовидное к полулинзовидное строение. Нижняя часть (водоносная) имеет монолитное строение и невысокую расчленен­ность. Эффективная толщина пласта 26 м, из них нефтенасыщено 30 %. Толщина 1-го проницаемого прослоя - 3 м. Степень нефтенасыщения пони­женная 0,54, прониицемостъ 0,120 мкм2. Большая часть запасов относится к контактным, в связи с чем залежь имеет весьма неблагоприятную харак­теристику обводнения и низкую прогнозную нефтеотдачу.

Пласт Б8 залегает на глубине 2275 м. Занимает около 10 % площади месторождения. Залежь массивного типа. Соотношение нефтеносной и водоносной эффективных толщин неблагоприятное - 1:2,8. Пласт отличается высокой песчанистостъю 0,7, толщина 1-го проницаемого прослоя 3,9 м, нефтенасыщенность 0,6. В связи с незначительными толщинами разделов от воды: и повышенной вязкостью (4,3 мПа·с) залежь имеет неблагоприятную ха­рактеристику обводнения и ожидаемую нефтеотдачу.

Основным объектом разработки на Мамонтовском месторождении явля­ется горизонт Б10. Залегает на глубине 2450 м, имеет залежи пластовосводового типа. Состоит из пластов Б10, Б1-2 10 (в т.ч. монолитной части Б1-210мoн) и тонкослоистых песчаников Б1-210тcп и Б310 частично или полностью отделенных друг от друга непроницаемыми разделами. Наличие столь слож­ного строения осложняет выработку запасов из многопластового объекта. Водонефтяная зона занимает 31 % площади объекта.

Пласт Б010 расположен на 15 % площади горизонта Б10, имеет небольшую толщину 2,4 м. Вскрыт на северо-западе площади, отделен от пласта Б1-210 глинистым разделом от 6 до 8 м толщиной. Зона развития пласта Б010 имеет вид узкой полосы (до 5 км) с двумя заливообразными выступами. Контуры имеют сложную конфигурацию.

Taблuцa 6 - Анализ пластовой воды на шестикомпонентный состав

Плотность г/см3 Cl- НСОз- Са 2+ Мg 2+ 3.2 Na + минерали­зация/л
1,006 5041 142 610 10 184, 9,2 24,3 2,0 3280,6 140,8 9,14

Физико-химические свойства воды

Воды продуктивных горизонтов А4-5-6, Б8, Б10 относятся к хлоркальциевому типу со значительным содержанием ионов. В результате нарушения первоначальных условий и обводнения пласта при эксплуатации месторождения в системе пласт-скважина-сборный трубопровод возможно отложение солей. Необходимо предусмотреть применение ингибиторов солеотложений типа ОЭДФ и ПАФ. Данные по составу воды приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Свойства и ионный состав пластовой воды.

НАИМЕНОВАНИЕ СРЕДНЕЕ ЗНАЧЕНИЕ
1 Газосодержание мЗ 2,6
2 В том числе сероводорода мЗ -
3 Объёмный коэффициент 1,017
4 Вязкость Сп 0,42
5 Общая минерализация г/л 17,15
6 Плотность г/смЗ 1,011
Содержание ионов (Мг/л)/(мг-экв/л) СL - 9770/275
SO4 - 6,12/0,13
НСОЗ- 823/13,5
Са ++ 363/18,1
Мд ++ 39/6,2

Таблица 8 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (молярная концентрация, %).






Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

vikidalka.ru - 2015-2024 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных