Главная страница

Разработка месторождения Дыш. Дилом материалы_Дыш. В работе рассматривается механический способ увеличения производительности скважин гидравлический разрыв пласта


Скачать 0.57 Mb.
НазваниеВ работе рассматривается механический способ увеличения производительности скважин гидравлический разрыв пласта
АнкорРазработка месторождения Дыш
Дата26.08.2021
Размер0.57 Mb.
Формат файлаdoc
Имя файлаДилом материалы_Дыш.doc
ТипДокументы
#228029
страница2 из 8
1   2   3   4   5   6   7   8

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторских свойств горных пород продуктивных горизонтов

Лабораторные исследования нефти и газа производились в НИЛе НГДУ (НПУ) «Хадыженнефть» и «КраснодарНИПИнефть» в период разведки и разработки месторождений (площадей), начиная с 1952 г.

Из залежи продуктивного горизонта в течение периода разработки отобрано значительное количество глубинных проб нефти, по результатам анализов которых можно достаточно уверенно судить о свойствах нефти и газа в пластовых условиях.

Отбор проб пластовой нефти производился из скважин с нефтью, находящейся в однофазном состоянии. Отбору проб обычно предшествовали гидродинамические исследования, в процессе которых оценивались пластовые и забойные давления, температура, дебиты нефти, газа и воды при различных режимах работы. В результате определялась глубина отбора проб нефти.

Все глубинные пробы отобраны из скважин, расположенных в восточной части залежи. Сопоставление величин давления насыщения по скважинам показывает, что в пределах большей части площади, где отобраны глубинные пробы, значения давления насыщения варьировали в сравнительно небольших пределах - от 18,3 до 19,6 МПа. Величина вязкости нефти при давлении насыщения меняется в диапазоне от 0,368 до 0,730 МПа·с.

Среднее значение плотности пластовой нефти равно 670 кг/м3, дегазированной - 833 кг/м3. Таблица 2.

Таблица 2 - Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях

Наименование

Количество исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

скважин

проб

а) нефть

давление насыщения, МПа

при однократном разгазировании

объемный коэффициент

плотность пластовой нефти, кг/м3

плотность дегазированной нефти, кг/м3

коэффициент сжимаемости, ×10-5

термический коэффициент, ×10-4

температура горизонта, ºС


14

14

14

14

14

14

14

-


34

36

36

36

36

34

25

-


13-19,6

12,4-21,5

1,410-1,62

620,3-705

830-835

14,2-22,3

7,8-11,3

-


17,8

209

1,509

670

833

17,8

9,334

80

б) газ

плотность растворенного газа (по воздуху)


14


34


0,868-1,094


0,9811

в) вода

минерализация, мг-экв/л

плотность, кг/м3


7

7


9

9


245,5-383

982-980


306

984

Нефть I горизонта легкая, малосернистая, смолистая, парафинистая, по групповому составу относится к смешанному типу парафино-нафтеноароматических нефтей. Таблица 3.

Таблица 3 – Физико-химические свойства и фракционный состав нефти

Наименование

Количество

исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

скважин

проб

Вязкость, МПа·с

Температура застывания

Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3

Температура плавления парафина

Кислотность в МГКОН 100 гр.

11

10
13

4

10

16

12
18

4

12

0,368-0,730

+1-+28
813-822

50-52,5

8,17-14

0,530

+5,8
819

50,6

11,4

Массовое содержание, %

вода

9

14

0-0,8

0,1

кокс

10

12

1-1,98

1,58

сернокислые смолы

11

16

8-20

13,4

силикагелевые смолы

7

7

3,5-9,12

8,1

асфальтены

7

7

0,28-0,71

0,38

парафины

10

12

3,9-14,6

6,8

сера

3

3

0,1-0,14

0,12

Объемный выход фракций, %

НК

100º

150º

200º

250º

300º

350º

11

11

11

11

10

10

6

13

13

13

13

12

12

6

46-68

9-11

19-25

10-36

44-49

56-60

67,5-70

55

10

23

34

46

58

69


В нефти содержится большое количество бензино-керосиновых фракций (до 300 ºС - 58 %), богатых метановыми углеводородами, и значительное количество ароматических углеводородов (бензол, толуол, ксинол).

Бензин и керосин, полученные из нефти, по моторным свойствам относятся к низко-октановым, в связи со строением входящих в них метановых и нафтеновых углеводородов.

В процессе эксплуатации залежи в составе газов отмечается появление сероводорода. Газ I горизонта является ценным сырьем газо-бензиножидкого газа (пропан-бутана) и индивидуальных углеводородов.

Пластовые воды I горизонта месторождения Дыш относятся к хлоридно-гидрокабонатно-натриевому типу невысокой минерализации. Максимальная минерализация - 383,0 мг-экв/л отмечается в скв. № 125. В остальных скважинах общая минерализация изменяется от 245,5 мг-экв/л до 318 мг-экв/л. В катионном составе преобладают ионы натрия (120-183 мг-экв/л) при не-значительном содержании остальных компонентов (Ca - 1,64-5,63 мг-экв/л, Mg – 1,6-3,24 мг-экв/л). Среди анионов доминируют хлориды - 78-136 мг-экв/л. Отмечается довольно низкая суль-фатность вод (таблица 4). Сульфаты, по всей вероятности, редуцированы на контакте пластовых вод с углеводородными залежами. Процессы сульфатредукции протекают с образованием гидрокарбонатов (HCO'3) до аномально высоких значений - до 47-50 мг-экв/л.

Таблица 4 - Химический состав и физические свойства пластовой воды I горизонта

Наименование

Диапазон изменения

Среднее значение

Плотность воды, кг/м3

в пластовых условиях

в стандартных условиях

Температура пластов, ºС

Содержание ионов, мг-экв/л:

общая минерализация

Na+ + K+

Ca++

Mg++

Cl-

SO4--

NO2

CO3--

HCO3

NH4+, мг/л

B, мг/л

J, мг/л

Br, мг/л

Другие

Нафтеновые кислоты, мг-экв/л


982,4-987,1

1005-1009
80-80

245,24-383,96

120-183,43

1,64-5,63

1,62-3,24

78,03-136

0,70-1,49

-

2,0-3,0

42-53

23,4-46,8

30,0-54,1

19,0-33,0

60,6-80,0

31

17,5-32,0


984

1007

80
305,89

146,83

3,74

2,295

104,56

0,978

-

2,33

47,06

31,28

41,57

23,35

70,09

31

23

Тип вод: хлоридно-гидрокарбонатно-натриевый
1   2   3   4   5   6   7   8


написать администратору сайта