Нефтегазоносность.
Разработка месторождения
В таблице 1.3 приведены параметры содержания в нефти асфальтосмолистых и парофиновых соединений (весовое содержание%), а также выход данных фракций при различной температуре). В таблице 1.2 приведён компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание%). В таблице 1.4 отражены физико-химические свойства пластовой воды по пластам залежи яснополянского… Читать ещё >
Нефтегазоносность. Разработка месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Определение нефтенасыщенности по данным ГИС проведено для терригенных пород пластов Тл и Бб (таблица 1). Сопротивление пластов в скважинах, пробуренных на пресных буровых растворах (Рс 0,30 мм) определялось по одиночному градиент-зонду Мч, ОАО, 5 В.
Таблица 1.1. Средневзвешенные по толщине проницаемых прослоев значения нефтенасыщенности.
Площадь. | Пласт. | Кн.ср. взв, %. | Кол-во скв. | Кол-во опред. |
Шагиртская. | Тл 2а. | 87,3. | ||
Тл 2б. | 88,1. | |||
Бб 1. | 86,4. | |||
Бб 2. | 92,7. |
Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов
Пласты Тл2-а и Тл2-б Пластовые флюиды тульской залежи (пласт Тл2-б) изучены только на Шагиртском поднятии. На Гожанском из скв. 6 и 102 отобраны пробы пластовой нефти при совместном испытании пластов Тл2-б и Бб1. Пробы с низким давлением насыщения в расчёт средних параметров по залежи не приняты.
Нефть из скв. 116 и 95 близкого качества и характеризует свойства флюидов залежи. Нефть пласта Тл2-а не изучена, но, так как тульская залежь имеет единый контур нефтеносности, можно предположить, что свойства флюидов пластов Тл2-а и Тл2-б идентичны и для расчётов по пластам Тл2-а и Тл2-б предлагаются следующие параметры: давление насыщения 9,57 МПа, газонасыщенность 21,3 мі/т, объёмный коэффициент 1,042, вязкость 35,18 мПа.с, плотность — 883,0 кг/мі.
При разгазировании пластовых флюидов установлена закономерность изменения их свойств.
Поверхностная нефть тяжелее, чем в вышележащих пластах, высокосмолистая, сернистая, парафинистая.
Газ, выделенный из нефти малометановый, высокожирный, содержит сероводород (0,1%).
Пласты Бб1 и Бб2.
Нефть пласта Бб1 раздельно не изучена, но при совместном опробовании пластов Тл2-б и Бб1 получены пробы пластовой и поверхностной нефти. Очевидно, по своим характеристикам нефть пласта Бб1 идентична нефти тульской залежи и в первом приближении может быть охарактеризована параметрами пластовой и поверхностной нефти Тл2-б+Бб1.
Пластовые флюиды пласта Бб2 несколько иного качества. На Гожанском поднятии для расчётов по пласту Бб2 предложены следующие параметры: давление насыщения 8,02 МПа, газонасыщенность 17,9 мі/т, объёмный коэффициент 1,044, вязкость 46,91 мПа.с, плотность 891 кг/мі.
При разгазировании пластовых флюидов установлена закономерность изменения их свойств.
В целом нефть залежи высокосернистая, высокосмолистая, сернистая, парафинистая.
Газ, выделенный из нефти, имеет приблизительно одинаковый состав. Он малометановый, высокоазотный.
В таблице 1.2 приведён компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание%).
В таблице 1.3 приведены параметры содержания в нефти асфальтосмолистых и парофиновых соединений (весовое содержание%), а также выход данных фракций при различной температуре).
В таблице 1.4 отражены физико-химические свойства пластовой воды по пластам залежи яснополянского надгоризонта.
Таблица 1.2. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти.
Параметр | Пласт Бб2. | Пласт Тл2-б. | ||||
Газ. | Нефть. | Пластовая нефть. | Газ. | Нефть. | Пластовая нефть. | |
Сероводород. | 0,20. | н.о. | н.о. | 0,10. | н. | н.о. |
Углекислый газ. | 0,37. | отс. | 0,06. | 0,60. | е. | 1,08. |
Азот+редкие 27,27. | отс. | 5,35. | 33,33. | о. | 8,17. | |
Метан. | 38,22. | отс. | 6,79. | 34,94. | п. | 7,40. |
Этан. | 8,05. | 0,08. | 1,28. | 6,84. | р | 1,29. |
Пропан 14,14. | 15,88. | 1,21. | 3,37. | е. | 3,66. | |
Изобутан. | 2,87. | 0,46. | 0,79. | 2,70. | д. | 0,94. |
Н-бутан. | 4,58. | 1,99. | 2,28. | 4,50. | е. | 2,59. |
Изопентан. | 1,42. | 1,92. | 1,78. | 1,45. | л. | 1,90. |
Н-пентан. | 0,77. | 1,93. | 1,71. | 0,75. | ё. | 1,64. |
Гексан. | 0,37. | 4,23. | 3,54. | 0,35. | н. | 1,58. |
Гептан+остаток (С8+высшие). | 88,18. | 73,05. | 69,76. | |||
Молекулярная масса. | 240,4. | 232,0. | ||||
Молекулярная масса остатка. | 319,1. | |||||
Плотность газа кг/мі. | 1,252. | 1,246. | ||||
Относительный вес газа по воздуху. | 1,039. | 1,039. | ||||
Плотность нефти кг/мі. |
Таблица 1.3. Параметры содержания асфальтосмолистых и парафиновых соединений в нефти.
Параметр | Пласт Бб2. | Пласт Тл2-б. |
Вязкость, мПа.с. | ||
при 20 Со | 132,58. | 96,85. |
при 50 Со | 31,05. | 25,99. |
Температура застывания, Со | — 8,5. | — 2. |
Содержание% весовые. | ||
Серы. | 2,94. | 2,75. |
Смол селикагелевых. | 22,28. | 26,70. |
Ассфальтенов. | 6,41. | 2,87. |
Парафина. | 3,33. | 4,65. |
Н.К. | ||
Выход фракций в объёмных%. | ||
До 100 Со | 3,5. | |
До 150 Со | ||
До 200 Со | 16,0. | 15,5. |
До 300 Со | 32,0. | 32,0. |
Таблица 1.4. Физико-химические свойства пластовой воды.
Параметры. | Пласт Бб2. | Пласт Бб1. | Пласт Тл2-б. |
Объёмный коэффициент. | 1,0. | 1,0. | 1,0. |
Вязкость МПа.с. | 1,39. | н.с. | н.с. |
Общая минерализация г/л. | |||
Плотность кг/мі. | 1,17. | н.с. | н.с. |
Хлор (-). | 4348,79. | ||
SO4 (2-). | 19.59. | 5.7. | |
HCO3 (-). | 3.46. | ||
Ca (2+). | 861.18. | ||
Mg (2+). | 305.93. | ||
Na + K. | 3204.67. | ||
pH. | 6.5. | 6.45. |