курсовая СКО[1]. 1. 1 Геологическое строение продуктивных горизонтов
 Скачать 430 Kb.
|
Продолжение таблицы 1.2.1
Продолжение таблицы 1.2.1
На площади Березовского месторождения пласты-коллекторы установлены в отложениях нижнего и среднего карбона, а также в отложениях верхнего девона. Нефтенасыщенные отложения по материалам ГИС отмечаются на 9 стратиграфических уровнях: в каширском и верейском горизонтах и турнейском ярусе нижнего карбона; кыновском и пашийском горизонтах верхнего девона. Нефтеностность всех отложений, кроме каширского горизонта, лабораторными исследованиями керна. 1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов На Березовском месторождении промышленные притоки нефти получены из продуктивных отложений нижнего и среднего карбона, а также верхнего девона. Основными объектами разработки являются верейские, башкирские, тульские, бобриковские и турнейские отложения. Изучение физико-химических свойств нефтей проводилось по пластовым и поверхностным пробам. При поисково-разведочном бурении в процессе испытания скважин отбирались глубинные и поверхностные пробы нефти. Отбор глубинных проб производился специальными глубинными пробоотборниками проточного типа ПД-ЭМ и ПГМ-27. После введения залежей в разработку для прослеживания изменения параметров пластовых нефтей отбирались рекомбинированные пробы в процессе эксплуатации. Пластовые пробы исследовались на установках УИПК-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный), плотность сепарированной нефти пикнометрическим способом, растворенный в нефти газ на аппаратах ХЛ-4, УК-2 и др. Содержание гелия в газе замерялось хроматографом «Хром-4», сероводорода - йодометрическим способом. На месторождении отобрано и проанализировано 89 глубинных проб из 42 скважин, 31 рекомбинированная из 4 скважин и 172 поверхностные пробы нефти из 119 скважин. В первоначальном подсчете запасов (1979 г.) были использованы результаты 24 глубинных и 13 поверхностных проб нефти. Исследование нефти тульского горизонта проводилось по 26 пластовым, 17 рекомбинированным и 95 поверхностным пробам. Основные параметры физических свойств нефти изменяются в пределах давления насыщения от 0,4 до 5,81 мПа, среднее значение 2,32 мПа; объемный коэффициент от 1,020 до 1,1670, среднее - 1,0486; газовый фактор от 2,41 до 22,22 м3/т, среднее - 11,70 м3/т; плотность пластовой нефти от 0,842 до 0,902 г/см3, среднее - 0,8726 г/см3; дегазированной нефти от 0,8680 до 0,9 150 г/см3, среднее - 0,8970 г/см3; динамическая вязкость пластовой нефти от 14,05 до 46,21 мПа*с, среднее - 30,37 мПа*с. Параметры нефти по рекомбинированным пробам следующие: давление насыщения от 0,6 до 4,7 мПа, среднее - 2,4 мПа; газовый фактор от 3,60 до 17,15 м3/т, среднее - 12,32м3/т; динамическая вязкость от 14,05 до 34,99 мПа*с, среднее - 26,43 мПа*с. По данным анализов 95-ти поверхностных проб, нефть тульского горизонта относится к группе средних - плотность колеблется от 0,897 до 0,9 19 г/см3, среднее - 0,9087г/см3, кинематическая вязкость составляет при температуре 20°С от 5,26 до 262,4 мкм2/с, среднее - 131,7 мкм2/с; при 500С от 2,42 до 171,1 мкм2/с, среднее - 30,0 мкм2/с. Нефти относятся к типу высокосернистых и парафинистых. Температура застывания нефти ниже -180С. Выход светлых фракций до температуры 300°С составляет 36,0 - 46,0%, в среднем 40,0%. Нефть бобриковского горизонта изучалась по 16 пластовым и 34 поверхностным пробам. Основные параметры физических свойств нефтей по глубинным пробам изменяются в пределах: давление насыщения от 1,5-7,5 мПа, среднее значение 4,21 мПа; объемный коэффициент от 1,024 до 1,112, среднее - 1,0528; газовый фактор 2,81 - 30,05 м3/т, среднее - 16,87 м3/т; плотность пластовой нефти от 0,866 до 0,8992 г/см3, среднее - 0,8853 г/см3; плотность дегазированной нефти 0,8958 до 0,9093 г/см3, среднее - 0,9046 г/см3; динамическая вязкость пластовой нефти 24,90 - 48,6 мПа*с, среднее - 33,66 мПа*с. По данным анализов 34 поверхностных проб, нефть бобриковского горизонта относится к группе средних - плотность колеблется 0,886 - 0,921 г/см3, среднее 0,9092 г/см3. По содержанию серы 2,0 - 4,5%, среднее 3,75% и парафина 3,1 - 3,4%, среднее 3,3% нефти относится к типу высокосернистых и парафинистых. Температура застывания ниже -180С. Выход светлых фракций до температуры 300°С составляет 30,6- 40,0%, в среднем 35,1%. Нефть турнейского яруса изучалась в пластовых и поверхностных условиях. Исследовано в лабораторных условиях 23 глубинные пробы, 14 рекомбинированных и 25 поверхностных проб из 10 скважин. Основные параметры физических свойств нефтей по глубинным пробам изменяются в следующих пределах: давления насыщения от 0,55 - 8,0 мПа, среднее значение 2,62 мПа; объемный коэффициент 1,010 - 1,079, среднее - 1,0442; газовый фактор 2,11 - 27,39 м3/т, среднее - 12,63 м3/т; плотность пластовой нефти 0,850 - 0,909 г/см3, среднее - 0,8783 г/см3; дегазированной нефти среднее - 0,8970 г/см3; динамическая вязкость пластовой нефти 12,82 - 53,70 мПа*с, среднее - 33,84 мПа*с. Рекомбинированные пробы нефти, отобранные в процессе разработки продуктивных пластов турнейского яруса, почти не отличаются от глубинных проб нефти, отобранных до начала разработки: давление насыщения 2,69 мПа, (2,62 глуб.); газовый фактор 13,39 м3/т (12,63 м3/т глуб.); динамическая вязкость 39,38 мПа*с (33,84 мПа*с глуб.). Изменение остальных параметров также незначительно. По данным анализов 25-ти поверхностных проб, нефть турнейского яруса относится к группе тяжелых - плотность колеблется 0,903 - 0,9210 г/см3, среднее - 0,9142 г/см3. Кинематическая вязкость составляет при температуре 20°С 8,48 - 343,25 мкм2/с, среднее 114,8 мкм2/с; при 500С 2,86 - 54,3 мкм2/с, среднее 29,76 мкм2/с. По содержанию серы 2,79 - 4,3%, среднее 3,36% и парафина 2,8 - 3,5%, среднее 3,2%, нефть относится к типу высокосернистых и парафинистых. Температура застывания ниже -18°С. Выход светлых фракций до температуры 300°С составляет 27,4 - 42%, в среднем 23,1%. Компонентный состав нефтяного газа представлен в таблице 1.3.1. |