При. курсовой проект Вайтиев Е.В. 2. 1. геологический раздел 4

• Название: 1. геологический раздел 4
• Дата: 04.05.2023
• Размер: 0.61 Mb.
• Имя файла: курсовой проект Вайтиев Е.В. 2.docx
• Тип: Литература; #1108080
• страница: 2 из 6

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, воды

При изучении физико-химических характеристик нефти и газа Арланского месторождения учитывались 142 поверхностных, 62 глубинных проб нефти.

Нефть в арланском месторождении содержит: (плотность при давлении насыщения - 875 кг/м³), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Нефти всех пластов практически одинкаовы. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже.

По мере приближения к водонефтяному контакту (ВНК) возрастает плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность. Имеются сведения о наличии зон окисленной "тяжелой" нефти. Пористость керна в этих зонах высокая (до 27%), но проницаемость очень низкая.

Газосодержание изменяется от 25,1 до 46,3 м³/т. Гaзы жирные. В попутных газах среднего карбона выделяется сероводород и двуокись углерода, молярная доля которых не превышает 1% по каждому компоненту. В угле­водородной части преобладающими компонентами являются метан, этан и пропан.

Компонентный состав нефтей и газов по отдельным пробам сильно различаются. Для сравнения в таблице 1 приведены результаты исследований скважин Арланской и Новохазинской площадей.

По данным более 2400 исследованных проб из 1900 скважин плотность нефти составляет 881-915 кг/м³, вязкость кинематическая до 94 мПа*с, содержание серы - до 3%, смол - до 16% и асфальтенов - до 7,5%. В целом нефти тяжелые, смолистые, высокосернистые.

Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до.42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан таблица 1.

По содержанию серы нефти относятся к сернистым и высокосернистым, по содержанию парафина – к парафинистым и высокопарафинистым, по содержанию селикагелевых смол – к высокосмолистым.


Таблица 1 Компонентный состав попутных газов (% объемных).

Компонент	Площадь
	Арланская	Николо-Березовская	Новохазинская
1	2	3	4
Сероводород	-	-	-
Углекислый газ	0,86	2,04	0,76
Азот	42,01	41,97	38,02
Метан	12,29	6,29	17,15
Этан	8,91	11,21	10,39
Пропан	19,6	20,3	17,7
Бутаны	10,8	11,2	10,4
Пентаны	6,75	6,75	5,81
Плотность газа по воздуху	1,261	-	1,286

Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01- 0,005). Изменения физико-химических свойств нефти и газов по площади месторождения детально не изучено. Можно лишь отметить увеличение плотности и вязкости с севера на юг, в том же направлении снижается газонасыщенность.
1.4 Осложняющие факторы геологического строения разреза на данном месторождении
К осложняющим особенностям данной площади относятся: многопластовость разреза, расчлененность, резкая литологическая и тектоническая изменчивость, развитая зональная неоднородность и сравнительно высокая остаточная нефтенасыщенность пород коллекторов, в которых сосредоточены основные запасы нефти.

Повышенное содержание смол и асфальтенов в нефтях нижнего карбона придает им структурно-механические и неньютоновские свойства, влияющие отрицательно на процесс вытеснения нефти водой. Основная часть запасов нефти сконцентрирована в терригенной толще нижнего карбона, которая характеризуется наличием нескольких пластов с закономерной сменой типов пород, различающихся толщиной, различной активностью пластовых флюидов, зональной неоднородностью, зачастую они замещаются непроницаемыми породами.

В карбонатных коллекторах турнейского яруса развита трещиноватость, которая является основным видом пустотности и составляет десятые доли процента.

Сложность строения карбонатных коллекторов определяет трудность разработки этих месторождений.

Нефть месторождения высоковязкая – от 20 до 30мПа с (в пластовых условиях), с низким газосодержанием – до 18 м³/т.

Высокая обводненность добываемой жидкости до 90%
Вывод:
Арланское месторождение в первые начали бурить в 1954г.,введено в промышленную разработку в 1958 г .

Основными промышленными объектами являются песчаные пласты терригенной толщи нижнего пласта карбона, кроме того нефть обнаружена в известняках турнейского яруса и среднего карбона. (75% начальных запасов) на глубине 400-1450м. Начальные запасы нефти группы оцениваются в 1,2 млрд т. Арланское метрождение на данный момент разрабатывается на 3 стадии разработки . КИН составляет 0,35 д.ед., обводненность достигает до 90%.

Средние значения нефтенасыщенности составили на Николо-Березовской площади - 82%. пористость песчаников пласта VI по многочисленным образцам составляет в среднем 24%, проницаемость 1,83 мкм² - на Арланской залежи .

Также в данном месторождении имеется ряд осложняющих факторов:

-количество новых крупных месторождений вводимых в разработку;

- Сложность строения карбонатных коллекторов определяет трудность разработки этих месторождений;

-увеличение обводненности добытой продукции;

- Повышенное содержание АСПО.

Основное направление повышения эффективности разработки Арланского месторождения связано с применением эффективных методов интенсификации добычи нефти, в том числе и методом ГРП.