егор. Введение Геологическая часть
 Скачать 5.59 Mb.
|
1.5 Физико-химические свойства нефти, газа, водыОтбор и исследование свойств пластовых флюидов на месторождении проводили с 1984 - 88 гг., а с 1994 года пробы пластовой и поверхностной нефти отбирали ежегодно, исключение составляет Т-Фм залежь. Наиболее полно охарактеризованы свойства нефти в бобриковских отложениях. Проанализировано 180 проб пластовой нефти из 32 скважин и 51 проба поверхностной нефти из 36 скважин. Несколько меньше информации получено по физико-химическим свойствам пластового флюида из башкирских отложений: 100 проб пластовой нефти из 19 скважин, свойства поверхностной нефти установлены на устье 20 скважин по 26 пробам. Из серпуховских отложений пробы нефти не отбирали. Исследовали лишь пластовые и поверхностные пробы нефти, полученные при совместном испытании пластов Бш и Срп. Всего проанализировали 23 смешанные пробы пластовой нефти из 4-х скважин и 9 проб поверхностной нефти из 7-ми скважин. Турне-фаменская залежь представлена меньшим числом проб пластовой и поверхностной нефти, чем верхние пласты. На Родыгинском поднятии из Т-Фм отложений пробы пластовой нефти отбирали лишь в скв.607 в 1998 году. Ниже приводится хорактеристика нефти и газа по продуктивным пластам. Пласты Бш+Срп. Как уже указывалось выше, башкирская залежь представлена довольно большим количеством глубинных и поверхностных проб нефти, что позволило проследить изменение свойств нефти по площади, а также во времени. В период разведки залежи получена незначительная информация по свойствам пластовой нефти из скв.43-огн, 145,146,149,156. Самая тяжелая пластовая нефть обнаружена в разведочной скв.43-огн, находящейся в водонефтяной зоне, а также в скв.146, пробуренной на юге залежи. Давление насыщения нефти газом в этих скважинах соответственно равнялось 14.35 и 14.90 МПа, газонасыщенность –110.7 и 99.7 м3/т. Пластовая нефть в них, из всех исследованных, оказалась самая тяжелая: 0.775(скв.43-огн), 0.790 г/см3 (скв.146) и вязкая – 2.17 и 2.65 мм2/с, соответственно. В скв.156, 583, расположенных в центральной части залежи, давление насыщения нефти газом составило 17.1 и 16.97 МПа. При этих давлениях содержание растворенного газа в нефти достигло 121.3 и 122.3 м3/т, соответственно. По плотности нефти в этих скважинах одинаковые - 0.773 и 0.774 г/см3, вязкость отличается незначительно – 1.72 и 1.91 мПас. Примерно такие же свойства пластовой нефти в скв.562, расположенной на западе башкирской залежи Сибирского поднятия, а также в скв.597, 609, 573. Давление насыщения нефти газом менялось от 16.1 до 16.4 МПа, газонасыщенность – от 115.4 до 121.4 м3/т. В скв.507, расположенной на юге Сибирского поднятия, как и в скв.146, нефть имеет несколько меньшее давление насыщения –15.12 МПа, но содержит больше растворенного газа – 117.9 м3/т. Закономерно ниже давление насыщения (15.5 МПа) и содержит меньше растворенного газа (113.5 м3/т) пластовая нефть в скв.550, расположенной вблизи контура нефтеносности. В результате анализа 67 проб пластовой нефти из башкирских отложений установлено, что в пределах залежи давление насыщения нефти газом менялось от 14.35 до 17.1 МПа, газонасыщенность – от 119.4 до 144.8 м3/т, плотность – от 0.762 до 0.782 г/см3, вязкость – от 1.66 до 2.65 мПас. Из всего вышесказанного следует, что свойства пластовой нефти по площади существенно меняются и закономерное ухудшение их отмечено вблизи ВНК и контура нефтеносности. Подобные свойства имеет пластовая нефть, полученная при совместном опробовании пластов Бш и Срп в скв.503, 579. Давление насыщения нефти газом в этих скважинах равнялось 17.25 и 16.45 МПа, газосодержание при дифференциальном дегазировании 127.1 и 120.1 м3/т. Сходство физико-химических характеристик смешанных проб и проб из башкирских отложений наблюдается и в пробах, полученных на устье скважин. Исходя из этого, для характеристики свойств пластового флюида в пластах Бш и Срп рекомендуем применять единые параметры, которые получены путем арифметического усреднения всей качественной информации по смешанным пробам и из пласта Бш. По 36 пробам пластовой нефти, из 83 исследованных из 15 скважин, установили, что давление насыщения нефти газом в пластах Бш и Срп равно 16.14 МПа, при снижении которого до 0 МПа при ступенчатой сепарации выделяется 118.6 м3/т газа. Объем нефти при этом уменьшается в 1.232 раза. Плотность нефти –0.772 г/см3, вязкость – 1.94 мПас. При ступенчатой сепарации выявлены закономерности изменения основных параметров пластовой нефти от давления. При исследовании пластовой нефти из ряда скважин (504, 505, 554, 564, 596,599,604,580) в процессе разработки залежи (2000-2003 года отбора) отмечены некоторые изменения в свойствах нефтей: снизилось газосодержание и давление насыщения, динамическая вязкость и объемный коэффициент, возросла плотность пластовой нефти. Свойства разгазированной нефти не изменились Графические же зависимости основных параметров пластовой нефти от давления на стадии разведки и данной стадии разработки залежи практически совпадают. Судя по расположению перечисленных выше скважин на структуре, свойства нефти в условиях пластов Бш и Срп изменились в центральной части (скв.599, 604) и на юге Родыгинского поднятия, а также в северо-западной части Сибирского поднятия. Давление насыщения нефти газом в этих скважинах менялось от 11.55 (скв.580) до 14.42 МПа (скв.604) и в среднем по 24 глубинным пробам из 8 скважин составило 13.76 МПа, газосодержание при дифференциальном дегазировании – 108 м3/т, плотность нефти в условиях пласта – 0.778 г/см3. По данным ступенчатой сепарации построены графические зависимости основных параметров пластовой нефти от давления на данной стадии разработки залежи. Свойства сепарированной нефти В период разведки залежи установлены по пробам из 7-ми скважин. За период с 1998 по 2003 гг. исследованы устьевые пробы из 20 скважин, которые дополнили ранее полученную информацию и расширили площадь охарактеризованности залежи. В пределах залежи наибольшие колебания отмечены в значениях плотности (0.844-0.870 г/см3), вязкости (6.71-17.79), смол и асфальтенов, которые обусловлены расположением скважин на структуре и их интервалов перфорации относительно ВНК. Процессы биодеградации и деструкции нефти в залежи не отмечены. В целом по пласту Бш+Срп сепарированная нефть является вязкой (10.45 мм2/с), смолистой (11.45%), парафинистой (4.21%), сернистой (0.64%). В целях избежания возможного выпадения твердого парафина из нефти на поверхности и в пласте не следует снижать температуру ниже 18.5 и 12°С, соответственно. Таблица 1 Геолого-физическая характеристика
Окончание таблицы 1 |