Главная страница

ховохазинское. новох. 1. 3 Физикохимические свойства нефти, газа и воды


Скачать 30.52 Kb.
Название1. 3 Физикохимические свойства нефти, газа и воды
Анкорховохазинское
Дата02.05.2023
Размер30.52 Kb.
Формат файлаdocx
Имя файлановох.docx
ТипДокументы
#1103986

.

Более резко расчлененным по сравнению с кровлей терригенной толщи является рельеф поверхности турнейских известняков, что подтверждается наличием разрезов увеличенной толщины терригенной толщи в районах эрозионных впадин северо-западной и северной частей Арланской площади. В ряде отдельных скважин такая картина наблюдается на Николо-Березовской и Новохазинской площадях. Максимальные амплитуды размыва, судя по соотношению абсолютных отметок поверхности турнейских известняков в нормальных разрезах и разрезах эрозионных впадин, колеблются от 104 до 184 м. Строение рельефа турнейских известняков сказывается на строении залежей нефти, особенно в отложениях турнейского яруса и песчаных пластах СIV, СV, СVI, где абсолютные отметки межкупольных участков часто залегают ниже контактов нефти и воды.

Отложения среднего карбона на рассматриваемой территории слагаютобширную пологую изоморфную валообразную структуру, имеющую простирание с юго-востока на северо-запад.

Наиболее крупные купола располагаются цепочкой вблизи западного крыла. Амплитуда вала в целом по кровле каширского горизонта около 50 м. Ядром

Арланской структуры служит барьерный риф верхнедевонского-нижнетурнейского возраста. Вышележащие слои нижнего, среднего и верхнего карбона и нижней перми формируют структуру облекания. Залежи среднего карбона в плане совпадают с нижележащими залежами терригенной толщи нижнего карбона и турнейского яруса.
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Характерным для нефти терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения является низкий газовый фактор 13-18 м3/т, некоторые пробы имеют газовый фактор от 12 до 20,3 м3/т и высокое содержание азота, которое объясняет высокое значение давления насыщения при общей низкой газонасыщенности.

В таблице 1 дана характеристика нефти различных продуктивных горизонтов Арланского месторождения.
Таблица 1 – Свойства нефти Арланского месторождения

Характеристика нефтей

Турнейский ярус

ТТНК

Московский ярус

1

2

3

4

Плотность, г/см3

0,905

0,894-0,904

0,866-0,883

Содержание серы, %

3,42

2,84-3,42

2,21-2,70



Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

Смол, %

-

15,1-15,2

11,5-12,5

Асфальтенов,%

-

4,0-7,15

4,14-4,22

Парафинов, %

-

1,47-2.96

1,0-1,8

Вязкость при 20 ºС, м2

159,4

47,5-32,7

13,8-26,3


Нефти турнейского яруса высокосернистые (2,9-4,5% серы) и высокосмолистые (13-24% смол). Содержание светлых фракций не превышает 40%. Среднее содержание парафина - 3,3% (Новохазинская площадь).

Нефти сернистые, парафинистые и асфальто-смолистые. Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до 42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан.

По товарным качествам нефть из пластов среднего карбона Арланского месторождения является тяжелой, высокосернистой, имеет повышенную вязкость и низкое содержание светлых фракций.

Пластовые воды ТТНК относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе. В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия. Воды замкнутых участков как по пласту СII, так и по пласту СIV, а также связанные воды являются рассолами, из которых может образоваться твердый осадок. Законтурные воды на Арланской и Новохазинской площадях отличаются лишь по средним значениям плотности и очень близки по своим гидрохимическим показателям. Подошвенные воды имеют некоторые различия на отдельных площадях, но, в общем, близки между собой.

Резко отличаются по характеристике воды, отобранные в пределах замкнутых участков внутри залежи (застойные воды) СVI Новохазинской площади. По сравнению с водами законтурными, подошвенными и даже водами замкнутых участков Арланской площади они характеризуются повышенными значениями плотности, минерализации, содержанием сульфат-ионов.

Попутные газы Арланского месторождения, содержит в своем составе бензиновые фракции. В углеводородной части газа преобладающими являются этан и пропан для Вятской и Николо-Березовской площадей; метан и пропан для Арланской и Новохазинской площадей. Характерным для Арланского месторождения является высокое содержание азота в попутном газе. Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на содержание редких компонентов: гелия и аргона.

Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190-250 см3/л.

В составе газов концентрация азота 84-90%, метана 6-12%, этана 2,4-2,5%, тяжелых углеводородов 2,5-2,7%, углекислого газа 0,3-1,5%. Характеристика попутных газов приведена в таблице 2.
Таблица 2 – Основные физико-химические характеристики попутных газов

Компоненты

Содержание, % об.

1

2

Азот

63,04

Метан

24,73

Этан

2,99

Пропан

4,67

Изобутан

1,16

Изопентан

0,74

Нормальный пентан

0,24

Углекислота

0,71



Таблица 3 – Свойства нефти в пластовых условиях (в числителе – величина параметра, в знаменателе – количество проб, использованных для вычисления средней величины)

Показатели

C1VI01

C1VI02

CVI11

C1VI12

C1VI13

1

2

3

4

5

6

Давление насыщения, МПа

3,2/1

2/1

5,7/1

5,2/1

5,2/1

Коэфф. объёмной упругости, 10 м Па

5,6/1

6,1/1

6,7/1

6,5/1

6,3/4

Температурный коэфф. объемного расширения, 10 ºС

7,3/1

7,4/1

7,1/1

7,1/1

7,2/1

Плотность нефти кг/м3 при Рпл

897/1

896/1

897/1

904/1

900/1

Плотность нефти кг/м3 при Рнас

890/1

892/1

894/1

901/1

899/1

Плотность нефти кг/м3 при Ратм

894/1

896/1

901/1

900/2

901/1


написать администратору сайта