Физико-химические свойства и состав нефти, газа и воды

Исследования проводились в соответствии с требованиями, предъявляемыми к изучению глубинных проб нефти для подсчета запасов. Основным критерием оценки качества глубинных проб является сопоставимость по физическим характеристикам параллельно отобранных проб. К низкокачественным относятся пробы, данные которых значительно отличаются от средних величин рассматриваемой выборки.

Изучение физических свойств пластовых нефтей на образцах глубинных проб проводилось двумя методами:

- методом однократного (стандартного) разгазирования

- методом дифференциального (ступенчатого) разгазирования

В процессе выполнения стандартного разгазирования и сопутствующих операций определялись основные параметры газонасыщенности нефти в условиях пласта: давление нефти газом, плотность и вязкость однофазной жидкости при давлении и температуре пласта, газосодержание, характеристики дегазированной нефти и нефтяного газа.

Результаты однократного разгазирования используются, в основном, для сопоставительной характеристики нефтей и их общего описания.

Диферинциальное разгазирование учитывает особенности реального или проектируемого промыслового процесса сбора, подготовки и транспорта продукции скважин. В этом случае давление снижается постепенно (ступенчато) при одновременном отводе образующейся газовой фазы. Как правило, давление на первой ступени соответствует давлению на дожимной насосной станции (ДНС), а термобарические условия промежуточной или концевой ступеней сепарации учитывают (в случае высокой плотности нефти и стойкой водонефтяной эмульсии) необходимость термохимической подготовки нефти до товарных кондиций.

При дифференциальном процессе дегазация глубинных проб проводилась в несколько ступеней, условно моделирующих типовые параметры промысловой подготовки продукции скважин. Результаты дифференциального разгазирования использованы при обосновании подсчетных и технологических параметров продукции скважин.

Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также нефтяного газа определялся методом газожидкостной хроматографии. Определение углеводородов С₁-С₆

 

 

в нефтяном газе и разгазированной нефти проводилось на хроматографах ЛХМ-80 с использованием детектора по теплопроводности с газом-носителем гелием.

Как видно из таблицы 2.5 пластовые нефти Мало-Балыкского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений (от 20.4 – для пласта АС₄ до 24.4 МПа – для ачимовской пачки) и температур (от 74.0 – для пласта АС_5-8 до 86.4 ⁰С – для ачимовской пачки). В условиях пласта нефти недонасыщены газом, давление насыщения их намного ниже пластового и изменяется в диапазоне от 6.66 (пласт АС_5-8) до 9.75 МПа (ачимовской пачки). По значениям вязкости в пластовых условиях, нефти месторождения относятся к маловязким.

По результатам хроматографического анализа, в компонентных составах жидкой и газовой фаз пластовой и разгазированной нефтей месторождения (таблица 2.6) сероводород отсутствует; концентрация нормальных углеводородов выше концентрации их изомеров.

Нефтяной газ жирный. Газ, выделяющийся при однократном разгазировании нефти АС_5-6 в стандартных условиях, более обогащен тяжелыми углеводородами (С₆H_{14 + высшие} – 1.73 %), чем газ пластов АС₄ и ачимовской пачки, молярная доля метана в пласте АС_5-8 ниже (18.45 %), чем АС₄ и ачимовской пачки (21.23 и 22.55 % соответственно).

С точки зрения плотности (при однократном разгазировании), нефти пластов средние (от 860.0 до 880.5 кг/м³).

По данным, представленным в таблице 2.5, следует, что нефти Малобалыкского месторождения характеризуются как сернистые, парафинистые, малосмолистые, с содержанием асфальтенов от 1.07 (ачимовской пачки) до 6.16 % (плат АС_5-8), с выходом фракций до 350 ⁰С от 47.0 (пласты АС₄ и АС_5-8) до 55.4 % объемных (ачимовская пачка). Технологический шифр нефти ачимовской пачки – II Т₁П₂, в то время как пластов АС₄ и АС_5-8 – II Т₂П₂.

Диапазон изменения и средние значения основных характеристик пластовых вод Малобалыкского месторождения. Значения вязкости воды в пластовых условиях находится в пределах 0.32 – 0.37 мПа^×с (ачимовская пачка и АС_4-7), значение рН – от 7.8 (АС_4-7) до 8.0 (ачимовская пачка).

Согласно классификации природных вод по В.А.Сулину, воды пластов Мало-Балыкского месторождения относятся к гидрокарбонатнонатриевому типу. По пластам АЧ_1-3 исследовано 8 проб из 6 скважин. Основные солеобразующие компоненты – хлор и натрий. Минерализация в среднем, составляет 8179 мг/л, что является невысоким показателем.

Значение данного параметра изменяются в интервале 3068 – 15040 мг/л.

Газосодержание составляет 2.84 м³/т, объемный коэффициент равен 1.02, вязкость равна 0.37 мПа^×с.

Таблица 2.5

Свойства нефти

Наименование	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
/		3	4
Пластовое давление, МПа			20.0-30.0	27.8
Пластовая температура, С			80.0-99.0	86.4
Давление насыщения газом, МПа			2.70-14.20	9.75
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа 10-4			10.00-15.00	12.74
Газосодержание при однократном разга-зировании, м /т			55.07-90.49	73.2
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м"/т •	Р1- 1.27 МПа Т1 - 20 °С				53.8
Р2 - 0.66 МПа Т2 - 20 °С				4.9
Р3 - 0.26 МПа Т3 = 50 °С				4.6
Р4 = 0.11 МПа Т4 = 40 °С				7.7
Суммарное газосодержание, м3/т				71.0
Объемный коэффициент при однократ­ном разгазировании, доли ед.			60.0 - 80.0	1.216
Объемный коэффициент при дифферен­циальном разгазировании в рабочих ус­ловиях, доли ед.			1.090-1.340	1.173
Плотность, кг/м3			726.2-830.1	769.2
Вязкость пластовой нефти, мПа-с			0.74-1.73	1.13
Массовое содержа­ние, %	Серы			0.53-1.38	1.08
смол силикагеле-вых			2.28-8.20	6.48
асфальтенов			1.02-2.75	1.07
парафинов			1.59-2.71	2.54
воды			0.01-3.05	0.52
Объемный выход фракций, %   Объемный выход фракций, %	н.к. 100°С			0.00-4.00	1.10
до 150°С			5.70-13.00	9.47
до 200 °С			15.00-23.50	19.34
до 300 °С			34.00-42.50	42.11
до 350 °С			54.0-58.50	55.42
Классификация нефти	II Т,П2

 

 

Таблица 2.6

Физико-химические свойства и фракционный состав

Разгазированной нефти

Наименование	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
Скв.	проб
1	2	3	4	5
Вязкость динамическая при 20 0С,мПа×с			10.84 – 29.74	15.56
Вязкость динамическая при 50 0С, мПа×с			4.84 – 10.25	6.25
Температура застывания, 0С			(-30.0) – (-1.0)	-23.14
Температура плавления парафина, 0С			54.0 – 66.0	55.2
Температура начала кипения, 0С			58.0 – 114.0	84.3

 

Пласты ачимовского нефтегазоносного комплекса на площади месторождения представлены продуктивной пачкой пластов от Ач₃ до Ач₁.

Пласт Ач₂ надежно выделяется на глубинах 2868-2766 м в разрезах всех скважин, вскрывших ачимовские отложения. От вышележащего пласта Ач₁ отделяется глинистым прослоем, толщиной около 3 – 5 м.

Залежь расположена в северной части центрального купола. В центральной и южной частях этого поднятия продуктивный пласт является водонасыщенным.

ВНК в залежи принят условно на а.о. -2717 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя Ач₂. В принятом контуре нефтеносности размер залежи составляет 2,5×2,0 км, высота – 12 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов Ач₂ в скважине 3.4 м. Залежь характеризуется как пластово-сводовая.

Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов Ач₂ в скважине 28 равна 6,4 м. Залежь приурочена к структурному носу, который осложняет восточное крыло северного купола Мало-Балыкского поднятия. ВНК в залежи принят условно на а.о. -2757 м по подошве нижнего продуктивного прослоя Ач₂. Размеры залежи составляют 1,5×1,3 км при высоте 13 м. Залежь пластовая, сводовая.

Пласт представлен коллекторами на большей части площади, за исключением юго-востока месторождения, где выделена зона замещения северо-восточного простирания. Количество прослоев коллекторов в пласте меняется от 1 до 4. В среднем расчлененность составляет 2,1. Коэффициент песчанистости равен 0,4. Толщина проницаемых прослоев изменяется от 0,6 м до 4,6 м.

Коллектора пластов ачимовской толщи сложены песчанно-алевролитовыми породами полимиктового или аркозового состава. Коллекторские свойства пластов по керну невысокие: пористость изменяется в пределах от 15,6 до 21,6 %. Три четверти разностей образцов имеют пористость в диапазоне 15-17 %. В среднем по пласту пористость составляет 17,0 %. Проницаемость меняется от 0,4×10³ до 22,5×10^-3 мкм². При этом подавляющее количество образцов имеют проницаемость до 1,6×10^-3 мкм². По классификации А.А.Ханина коллекторы пласта относятся к V классу, встречаются также коллекторы IV класса.

Коллекторские свойства по ГИС следующие: средняя пористость равна 17,4 %, эффективная нефтенасыщенность толщины по горизонту меняется от 9,2 до 22,0 м при среднем значении 14,4 м. Среднее значение проницаемости по ачимовской толще равно 2,6×10^-3 мкм². Средняя нефтенасыщенность по горизонту 55 %. Неоднородность по проницаемости: послойная – 0,410; зональная – 0,581. Среднее количество прослоев – 11.

Следует отметить некоторые особенности продуктивных пластов ачимовской пачки:

1. Расчлененность пластов ачимовской пачки уменьшается снизу верх, а ее максимальной расчлененности характеризуется пласт Ач₄ - 5,3. В вышележащих пластах расчлененность последовательно снижается: в пласте Ач₃ - 3,8, в пласте Ач₂ - 2,1 и в пласте Ач₁ 1.8.

2. Зоны развития коллекторов смещаются с юго-востока на северо-запад.

 

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: