|
|
Отчет о производственной практике Курманиязов. А. Б группа нгд16 ро Икласова. Ж. У
6. Свойства и состав нефти и газа
Свойства пластовой нефти
В процессе разработки месторождения в 1991 году отобраны глубинные пробы нефти из 3 скважин: двух скважин альбского горизонта (скважины №№ 23, 25) и одной аптского горизонта (скважина 24), результаты которых представлены в отчете [1].
В таблице 2.3.1 приведены основные параметры пластовой нефти по состоянию изученности на 01.01.1992 г., характеризующие нефть альбского горизонта, как недонасыщенную – запас пластовой энергии составляет чуть более 0.5 МПа. Среднее по двум скважинам газосодержание составляет 3.96 м3/т, объемный коэффициент 1.1.
По аптскому горизонту пластовая нефть имеет давление насыщение 1.75 МПа, газосодержание 13.52 м3/т, объемный коэффициент 1.17.
По месторождению Бакланий Северный отсутствуют результаты анализа компонентного состава газа. Следует отметить, что имеющейся на сегодня информации недостаточно для обоснования свойств нефти и газа. Необходимы дополнительные исследования свойств пластовой нефти по полной программе, в соответствии с действующим стандартом ОСТ-39-112-80.
Свойства дегазированной нефти
В таблице 2.3.2 приведены результаты исследования дегазированных проб нефти из двух скважин альбского горизонта (скважины №№ 23, 25) и трех скважин аптского горизонта (скважины №№ 22, 24, 26).
Нефти месторождения Бакланий Северный относятся к тяжелым, малосернистым, смолистым, малопарафинистым.
Таблица 6 – Свойства пластовой нефти
№ скважин
|
Дата
Отбора
|
Горизонт
|
Интервал
перфорации,
м
|
Рпл.,
МПа
|
Тпл.,
оС
|
Рнас.,
МПа
|
Газосодержание
|
Объемный
коэффициент, доли ед.
|
Усадка нефти, %
|
Плотность
нефти, г/см3
|
Вязкость
пластовой нефти, cПз
|
Коэффициент
сжимаемости, 1/ат
|
Коэффициент
растворимости газа, см3/см3*ат
|
Плотность газа, г/л
|
м3/т
|
м3/м3
|
пластовой
|
дегазированной
при 20 оС
|
|
|
|
|
Альбский горизонт
|
23
|
16.06. 91
|
К1аl "А"
|
295-301.5
|
1.91
|
22
|
1.72
|
6.32
|
5.76
|
1.14
|
12.9
|
0.8052
|
0.9115
|
188.01
|
8·10-5
|
0.3359
|
0.9067
|
25
|
13.07.91
|
К1аl "А"
|
301-306
|
2.5
|
23
|
1.33
|
1.59
|
1.45
|
1.06
|
6.31
|
0.8472
|
0.9097
|
191.7
|
17·10-5
|
0.1069
|
0.9164
|
Среднее
|
2.21
|
22.5
|
1.53
|
3.96
|
3.61
|
1.10
|
9.61
|
0.8262
|
0.9106
|
189.9
|
12.5·10-5
|
0.2214
|
0.9116
|
Аптский горизонт
|
24
|
17.09.91
|
К1а "А"
|
518-523
|
5.24
|
29
|
1.75
|
13.52
|
12.21
|
1.17
|
14.44
|
0.7751
|
0.9033
|
34
|
18·10-5
|
0.63 19
|
0.9858
|
Таблица 6.1 – Физико-химические свойства дегазированной нефти
№ скважины
|
Горизонт
|
Интервал
перфорации, м
|
Дата отбора
|
Плотность
при 20 оС, г/см3
|
Вязкость
кинематическая, мм2/с,
при температуре, оС
|
Содержание,
% масс.
|
Молекулярный
вес
|
Температура, оС
|
Выход фракций, % об.,
до температуры, оС
|
20
|
40
|
50
|
парафины
|
асфальтены +
смолы
|
серы
|
|
вспышки
|
застывания
|
начала
кипения
|
200
|
250
|
300
|
Альбский горизонт
|
23
|
К1аl "А"
|
295-301.5
|
02.06.91
|
0.9117
|
361.07
|
107.75
|
65.52
|
2.76
|
11.76
|
-
|
313.41
|
130
|
-
|
240
|
-
|
0.5
|
9.0
|
23
|
К1аl "А"
|
301.5-307
|
01.07.91
|
0.9109
|
365.66
|
104.18
|
61.81
|
3.35
|
11.03
|
0.31
|
320.08
|
131
|
-20 н/з
|
231
|
-
|
3.6
|
22.4
|
25
|
К1аl "А"
|
301-306
|
13.07.91
|
0.9125
|
381.35
|
107.42
|
64.29
|
3.28
|
9.59
|
0.21
|
323.44
|
121
|
-20 н/з
|
226
|
-
|
4.8
|
21.2
|
25
|
К1аl "А"
|
301-306
|
|
0.9118
|
355.17
|
102.02
|
59.72
|
0.65
|
11.55
|
0.24
|
320.66
|
117
|
-
|
162
|
4.3
|
6.2
|
15.2
|
Среднее
|
0.9117
|
365.81
|
105,34
|
62.84
|
2.51
|
10.98
|
0.25
|
319.40
|
125
|
20
|
215
|
4.3
|
3.8
|
17.0
|
Аптский горизонт
|
22
|
К1а "А"и"Б"
|
418-430
|
|
0.9123
|
307.97
|
97.80
|
69.06
|
1.07
|
16.73
|
0.48
|
340.47
|
72
|
-20 н/з
|
150
|
1.6
|
7.2
|
22.4
|
22
|
К1а "А"
|
418-430
|
10.06.91
|
0.8983
|
118.17
|
42.23
|
27.96
|
0.79
|
11.12
|
0.45
|
255
|
95
|
-
|
150
|
1.0
|
6.4
|
14.2
|
24
|
К1а "А"
|
518-523
|
05.07.91
|
0.9037
|
170.97
|
59.37
|
38.38
|
3.28
|
15..30
|
0.27
|
308.29
|
125
|
-20 н/з
|
205
|
-
|
6.4
|
26.4
|
26
|
К1а"А"
|
526.5-527.5
|
22.08.91
|
0.9032
|
114.79
|
39.76
|
26.64
|
1.50
|
14.68
|
0.34
|
281.02
|
105
|
-20 н/з
|
214
|
-
|
10.4
|
29.2
|
Среднее
|
0.9044
|
177.98
|
59.79
|
40.51
|
1.66
|
14.46
|
0.39
|
296.20
|
99.3
|
-20 н/з
|
180
|
1.3
|
7.6
|
23.1
|
7. Свойства и состав пластовых вод
В период реализации Технологической схемы разработки месторождения Бакланий Северный в 2003 году были проведены работы по изучению текущего состояния состава и свойств пластовых вод продуктивных горизонтов в лаборатории НИПИнефтегаз. Физико-химический состав проб пластовой аптской воды месторождения Бакланий Северный представлен в таблице 7
Таблица 7 – Физико-химический состав проб пластовой аптской воды месторождения Бакланий Северный
№ скв
|
Дата
|
рН
|
ρ, г/см3
|
Компоненты, мг/л
|
Σмин, мг/л
|
CO2, мг/л
|
Cl
|
SO4
|
HCO3
|
Са
|
Mg
|
Na+K
|
|
|
1
|
25.03.03
|
5.75
|
1.135
|
124076.0
|
91.2
|
61.0
|
5010.0
|
2553.6
|
69986.7
|
201778.5
|
144.5
|
22
|
25.03.03
|
6.32
|
1.139
|
126510.4
|
105.6
|
45.75
|
4809.6
|
2371.2
|
72142.9
|
205985.5
|
108.7
|
11
|
25.06.03
|
5.51
|
1.137
|
120725.0
|
93.2
|
45.75
|
4909.8
|
2310.4
|
68383.4
|
196467.5
|
96.8
|
12
|
25.06.03
|
5.51
|
1.119
|
107697.1
|
98.7
|
45.75
|
4408.8
|
2401.6
|
60336.1
|
174988.1
|
96.8
|
16
|
02.09.03
|
5.5
|
1.134
|
124557.1
|
2.88
|
19.52
|
5010.0
|
2796.8
|
69781.5
|
202167.9
|
71.5
|
24
|
02.09.03
|
4.8
|
1.115
|
102932.6
|
2.67
|
54.9
|
4008.0
|
2432.0
|
59604.9
|
167035.1
|
51.7
|
11
|
11.11.03
|
5.6
|
1.115
|
102932.6
|
2.26
|
58.6
|
1008.0
|
2432.0
|
57605.9
|
167039.4
|
71.5
|
12
|
11.11.03
|
5.5
|
1.117
|
106392.5
|
2.06
|
53.68
|
4408.8
|
2310.4
|
59618.8
|
172786.3
|
68.7
|
Пластовая вода аптского горизонта является крепким рассолом хлоркальциевого типа с минерализацией от 167 до 206 г/л. Содержание кальция составляет 1008-5010 мг/л, магния 2310-2554 мг/л, калия с натрием 57606-72143 мг/л, хлоридов 102725-126510 мг/л, сульфатов 2.06-105.6 мг/л, гидрокарбонатов 19.5-61 мг/л. Водородный показатель равен 4.8-6.32, содержание растворенной двуокиси углерода составляет 68.7-144.5 мг/л.
Сероводород был обнаружен в пробе скв. 22 в количестве 1.7 мг/л. Вода стабильна по отношению к выпадению солей.
Физико-химический состав проб пластовой альбской воды месторождения Бакланий Северный представлен в таблице 7.2 |
|
|
Скачать 108.75 Kb.