Состав и физико-химические свойства пластовых нефтей, газов, вод (Д1, Д IV) Шкаповского месторождения
Коэффициент, доли единицы: Проницаемость, х10−3 мкм2. Пластовое давление, Мпа: Давление насыщения, МПа. Температура пласта, С. Плотность нефти, кг/м3. Объемный коэффициент. Силикагелевых смол, %. Вязкость нефти, мПа*с. Текущее (на 1.01.2005 г). Нефтенасыщенности. Толщина пласта, м. Плотность, кг/м3. Акцизных смол, %. Вязкость, мПас. Асфальтенов, %. При Р=0, Т=20С. Пористости. Показатели… Читать ещё >
Состав и физико-химические свойства пластовых нефтей, газов, вод (Д1, Д IV) Шкаповского месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Нефти пластов горизонтов ДI и ДIV не различаются (табл. 1.3, 1.4, 1.5). Плотность нефтей составляет 870кг/м3. Нефти сернистые, парафинистые, смолистые. Плотность нефти по залежам закономерно изменяется. Так, если в сводной части месторождения плотность нефти составляет 860кг/м3, то к периферии она постепенно увеличивается до 870 кг/м3.При этом растет и содержание серы (от 1,4 до 2,6%). Молекулярный вес нефти ДI около 157, ДIV — 105.
По основным параметрам нефть ДIV маловязкая, легкая, сернистая, парафинистая, смолистая. Среднее содержание легких углеводородов составляет 18,5% весовых (в ДI- 6%.). Так же как и в ДI, к контуру повышается плотность нефти (от 810 до 822 кг/ м 3).
По ДI и ДIV состав газов весьма близок. В ДI несколько больше метана и меньше этана. Характерно отсутствие сероводорода и значительно, до 14% содержание азота.
Воды пресные, высокопродуктивные, преимущественно сульфатнатриевого типа, слабоминерализованные, с малым содержанием хлоридов. В составе солей преобладают бикарбонаты кальция и магния. Воды жесткие (по Пальмеру А2, S1, S2).
Водоносные горизонты среднего яруса (карбонаты и песчаники) занимают промежуточное положение, они закрытые. Минерализация воды резко возрастает.
Таблица 1.3 Характеристика поверхностных нефтей.
Показатели. | Продуктивные горизонты, пласты. | |
ДI. | ДIV. | |
Плотность при Р=0, t=20град., кг/м3. | ||
Кинематическая вязкость, х10−4 м2 /с. | 19,7. | |
Асфальтенов, %. | 6,4. | 3,10. |
Силикагелевых смол, %. | 8,5. | 5,8. |
Акцизных смол, %. | 14,8. | |
Серы, %. | 1,8. | 0,8. |
Парафина, %. | 1,6. | 5,2. |
Таблица 1.4 Характеристика пластовых нефтей.
Показатели. | Горизонты. | ||
ТТНД. | ДI. | ДIV. | |
Температура пласта, С. | |||
Давление насыщения, МПа. | 2,1. | 9,9. | 15,2. |
Коэффициент сжимаемости, х10−10 Па. | 5,1. | 8,6. | 12,8. |
Плотность, кг/м3. При 17,5 МПа,. При 20МПа При Р=Рнас При Р=0; t=20С. | -; | ||
-; | -; | ||
0,923. | 0,866. | 0,820. | |
Вязкость, мПас. при Р=17,5. | 72,7. | 4,1. | -; |
При Р=20МПа. | -; | -; | 0,98. |
При Р=Рнас. | 52,5. | 3,6. | 0,93. |
При Р=0, Т=20С. | 99,2. | 13,8. | 4,7. |
Объемный коэффициент. | 1,004. | 1,117. | 1,301. |
Вниз по разрезу происходит закономерное изменение химического состава вод. С глубиной снижается сульфатность, первая соленость, возрастает содержание кальция, брома. Все это свидетельствует о постепенном возрастании метаморфизации.
В нижнем ярусе основными водоносными горизонтами являются пласты песчаников терригенной толщи девона. Воды этих горизонтов сильно метаморфизованы. Снижается содержание кальция. По солевому составу воды ДI и ДIV практически идентичны. Газы жирные. Содержание редких компонентов в попутных газах девонских объектов небольшое. Гелия в ДI — 0,05−0,06мол.% (в среднем 0,06), в ДIV — 0,03−0,08мол.% (в среднем 0,05). Аргона в ДI около 0,05% (в среднем 0,05), в ДIV — до 0,07% (в среднем 0,06%).
Таблица 1.5 Параметры основных объектов разработки Шкаповского месторождения на 1.01.2005 г.
Параметры. | Горизонты. | |
ДI. | ДIV. | |
Проницаемость, х10−3 мкм2. | ||
Плотность нефти, кг/м3. | ||
Вязкость нефти, мПа*с. | 4,0. | 1,0. |
Глубина залегания пласта, м. | ||
Толщина пласта, м. | ||
В т.ч. общая. | 17,8. | 18,0. |
Эффективная нефтенасыщенная. | 7,0. | 5,9. |
Коэффициент, доли единицы: | ||
Пористости. | 0,19. | 0,18. |
Нефтенасыщенности. | 0,88. | 0,86. |
Пластовое давление, Мпа:
|