Уточнение геологической характеристики месторождения

УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ  ХАРАКТЕРИСТИКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 


Аннотация

В представленном дипломном  проекте рассмотрено 4 основных разделов:

  • геологическая часть;
  • технико-технологическая часть;
  • экономическая часть;
  • охрана труда и охрана окружающей среды;

В геологической части  даны общие сведения о месторождении, стратиграфическая характеристика разреза, коллекторские свойства горных пород, свойства нефти и газа.

В технико-технической  части произведен анализ текущего состояния  разработки месторождения Арыскум, а также описание процесса поддержания пластового давления.

Вопросы экономики и  технико-экономические показатели представлены в экономической части.

В заключительных  разделах охраны труда и охраны окружающей среды приведены главные проблемы экологии и способы предотвращения этих проблем, техника безопасности в местах работы обслуживающего персонала.

 

 

 

 

 

 

 

 

Annotation

 

In this diploma project there are 4 main parts such as:

  • Geological part;
  • Technical part;
  • Economical part;
  • Labor protection and Environment protection.

In geological part there is general information on oilfield, stratigraphic characteristics of a section, reservoir peculiarities of rots oil & gas peculiarities.

In technical part there are exploration analyses of producing horizons of Aryskum oilfield and their development indications and review of pressure support by injecting water into reservoir.

In economical part there are organizational and administrative structure of “PKKR”, main economic activity of the Company are described.

Measures on providing occupational safety, fire safety are described in   

“Labor protection” and  “Environment protection” part. Also measures on subsoil and environmental protection are included.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание 

Введение

1. Геологическая часть

1.1. Геологическое строение месторождении Арыскум

1.2. Физико-химические свойства нефти и газа

1.3.  Физико-гидродинамические  характеристики

2.  Технико-технологическая   часть

2.1. Анализ текущего  состояния разработки

2.2.  Характеристика  фонда скважин

2.3.  Характеристика  отборов нефти, газа и воды

2.4. Характеристика закачки рабочего агента

2.4.1. Характеристика закачки  газа

2.4.2. Характеристика закачки  воды

2.4.3. Характеристика энергетического  состояния месторождения

2.5. Гидродинамические  исследования скважин 

        методом КВД и МУО

2.6. Динамика обводненности  продукции и характеристика работы скважин с высоким газовым фактором

2.7. Эффективность мероприятий  по регулированию процесса 

       разработки

2.7.1. Цели и методы  воздействия на залежь нефти

2.8. Общие понятия о  реализуемой системе разработки

3.    Экономическая часть

3.1  История создания  АО «ПККР» и структура управления 

        предприятием

3.2.  Организация производства

3.3  Анализ технико-экономических  показателей 

        АО «Петро Казахстан»

3.4.  Расчёт влияния  технико-экономических показателей 

на добычу нефти.

4. Охрана труда и охрана окружающей среды

4.1. Техника безопасности  при эксплуатации скважин ШГНУ

4.2. Влияние негативных  производственных факторов на 

      организм  человека

4.3 Пожаробезопасность  на нефтегазодобывающем предприятии

4.4. Охрана окружающей среды от загрязнения и истощения

4.5. Охрана атмосферного  воздуха

4.6. Санитарно - защитная  зона

4.7. Охрана почвы и  растительности

Заключение 

Список литературы

  



 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Месторождение Арыскум  находится в Джалагашском районе Кызылординской области  Республики Казахстан. В географическом плане месторождение расположено в Южной части Тургайской низменности.

Ближайшие железнодорожные  станции Жалагаш  и Жусалы  находятся на расстоянии 200 км и 120 км от месторождения. Расстояние до города Кызылорда составляет 300 км. Месторождение Кумколь находится в 75 км на северо-востоке от месторождения. На востоке от месторождения проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент.

Территория района месторождения  необжитая. Постоянных населенных пунктов нет. Дорожная сеть представлена грунтовыми и полевыми дорогами.

Растительность территории представлена кустарниками, полукустарниками и травами.

Климат района резко  континентальный, с большими колебаниями  сезонных и суточных температур воздуха, малым количеством осадков (около 100 мм за год) и засушливым летом. Температура летом +30°С - +35°С, зимой – минус 38°-40°С. Характерны сильные ветры: летом – западные и юго-западные, в остальное время года – северные и северо-восточные.

Водные артерии на площади отсутствуют. Обеспечение технической и бытовой водой производится из специальных гидрогеологических скважин, дающих высокие дебиты воды минерализацией 2,6-4,3 г/м3 из отложений турона.

 

 

 

 

 

 

1. Геологическая часть

1.1. Геологическое строение месторождении Арыскум

 

Структура Арыскум представляет собой полусвод, ограниченный с юго-запада замыкающей изогипсой минус 920 м, а с северо-востока зоной Главного Каратауского Разлома. На дату 01.01.2006 на разрабатываемой площади всего пробурено 81 скважина, в том числе 21 новых скважин №№90, 89, 91, 93, 94, 114, 117, 121, 127, 131, 132, 133, 405, 406, 412, 413, 414, 415, 416, Г-1, Г-2, пробуренные на разных блоках (I, III, IV) месторождения. Необходимо отметить, что скважины №№89, 414, 415 и 416 пробурены в конце 2005 года, в связи, с чем геофизические исследования скважин находятся в стадии обработки, далее при составлении структурных и нефтенасыщенных карт эти скважины не учитывались.

Был проведен анализ имеющейся  геолого-геофизической информации с привлечением данных эксплуатации скважин за прошедший период разработки месторождения и новых данных по 17 новым скважинам, с целью уточнения геологического строения месторождения.

В результате проведенной в июле 2005 г. переинтерпретации сейсмоматериалов 3Д и бурения новых скважин поверхность М-II горизонта разбита тектоническими нарушениями на 4 блока (I, II, III, IV), где прослеживаются самостоятельные залежи.

Промышленная нефтеносность  новых скважин №№90, 93, 94, 117, 121, 131, 132, 405, 412, 413, Г-1, Г-2 доказана данными опробования.

В результате поисково-разведочного бурения на месторождении Арыскум  был выявлен и разведан М-II арыскумский продуктивный горизонт в отложениях нижнего мела. По этому горизонту приняты и утверждены балансовые и извлекаемые запасы углеводородов по состоянию изученности на 01.07.1990 г.

В настоящее время по результатам  по пластовой корреляции в разрезе горизонта М-II выделены две самостоятельные продуктивные пачки М-II-1, М-II-2, разделенные глинистыми толщами. К верхней пачке М-II-1 приурочена газонефтяная залежь, нижележащая продуктивная пачка М-II-2, в основном, водоносна или замещена и только в районах 12 скважин (№№14, 90, 94, 95, 98, 103, 104, 105, 106, 107, 301, 412) она продуктивна, образуя несколько локальных участков нефтеносности.

В юрских отложениях по данным бурения новых скважин №№401, 402, 403, 404, 405, 406, 413 в центральной части структуры подтверждено наличие залежи, обнаруженных ранее по результатам опробования скважины №16 (интервал 1020-1025 м).

Основные запасы нефти и газа сосредоточены в арыскумских продуктивных горизонтах.

 Залежи продуктивных горизонтов относятся к типу пластовых, сводовых, тектонически и литологически экранированных.

Коллектора представлены песчано-алевролитовыми породами. Тип коллектора – гранулярный.

 Анализ и обработка полученных  новых геолого-промысловых материалов  позволили уточнить структурные построения залежей их эффективные нефтегазонасыщенные толщины и пересчитать запасы нефти, растворенного газа, свободного газа.

По скважинам №№93, 95, 100, 101, 103, 116, 125, 301, 402, 403 проанализировано всего 255 образцов, из них в горизонте М-II – 103 образца, в горизонте Ю3 – 92 образца.

На месторождении Арыскум  были проведены гидродинамические  исследования скважин, включающие: снятие кривой восстановления давления (КВД), исследования методом установившихся отборов (МУО).

Блок I. К блоку приурочена тектонически-экранированная нефтяная залежь, ограниченная с востока сбросом f1, выделенного по данным сейсмики 3Д и подтвержденного результатами пробуренных скважин. В пределах блока продуктивными являются обе пачки М-II-1 и М-II-2, границами между ними служат непроницаемые породы за исключением скважин №№93, 116, 201, 300.

Нефтенасыщенная толщина  меняются от 2 м (скв.№19) до 13 м (скв.№110). Коэффициент песчанистости меняется от 0,33 до 1. Коэффициент расчлененности - 1-4.

Продуктивность пачки  М-II-1 в пределах блока доказана результатами опробования пробуренных скважин. Максимальный дебит нефти 247,7 м3/сут на 10 мм штуцере получен в скважине №106 при совместном опробовании интервалов 1011,5-1016 м, 1021-1024,5 м.

При опробовании скважин  №№90, 93, 94 получены притоки нефти, дебиты которых составляют 19,8; 33; 33,7 м3/сут соответственно.

Водонефтяной контакт  меняется в пределах блока от минус 914,6 м (скв. №93) в северной части блока до минус 916,7 м (скв. №31) на юге.

Площадь нефтеносности  с учетом принятого ВНК пачки М-II-1 составляет 15725 тыс. м2, в том числе ЧНЗ – 11950 тыс. м2, ВНЗ – 3775 тыс. м2.

Пачка М-II-2 - водоносна за исключением скважин №№90, 94, 95, 98, 103, 105, 106, 107, где по данным ГИС и опробования выявлены линзообразные, литологически и тектонически-экранированные нефтяные залежи. В скважинах №№116, 300 пачка М-II-2 выклинивается породами верхней юры .

Общая толщина пачки в пределах блока меняются от 3 до 20 м. Нефтенасыщенные толщины варьирует в пределах от 1,4 м (скв. №95) до 4,7 м (скв. №90) .

Продуктивность пачки М-II-2 установлена опробованием скважин №№90, 98, 105, 107.

Опробование вновь пробуренной  скважины №90 проведено совместно с пачкой М-II-1 (интервалы 1010-1015 м, 1016,5-1019,5 м, 1021-1025 м) при этом полученный дебит нефти на 10 мм штуцере составила 19,8 м3/сут .

Водонефтяной контакт  за счет вертикальной проницаемости  и неоднородности варьирует в  пределах блока: минус 902 м (скв. №103), минус 907 м (скв. №107), минус 905 м (скв. №99), минус 907,4 м (скв. №95), минус 907,8 м (скв. №97), минус 908,3 м (скв. №91), минус 909,3 м (скв. №98), минус 909,7 м (скв. №90), минус 912,6 м (скв. №105).

Площадь залежи пачки М-II-2 составляет ЧНЗ – 625 тыс. м2, ВНЗ - 2050 тыс. м2.

 К блоку II приурочена нефтяная залежь, выявленная по результатам бурения скважины №301 и ограниченная тектоническими нарушениями f1 и f2. Нефтеносными по ГИС являются обе пачки продуктивного горизонта М-II с единым водонефтяным контактом на отметке минус 929 м.

Площадь нефтеносности  пачки М-II-1 составляет 3075 тыс. м2, в том числе ЧНЗ – 2150 тыс. м2, ВНЗ – 925 тыс. м2. Площадь залежи пачки М-II-2 равна 2250 тыс. м2, из них ЧНЗ –1300 тыс. м2, ВНЗ – 950 тыс. м2.

Блок III представляет собой структуру ограниченной с северо-востока зоной Главного Каратауского Разлома, а с юго-востока тектоническим нарушением f3. В центральной и южной части блока отсутствует пачка М-II-2. Продуктивными являются пачка М-II-1 и отложения верхней юры.

Пачка М-II-1 вскрыта всеми пробуренными скважинами. По данным сейсмики и бурения пачка представляет собой полусвод с наивысшей точкой минус 822,9 м (скв. №6), к которому приурочена газовая залежь с нефтяной оторочкой.

Общая толщина пачки М-II-1 в пределах блока составляет от 1 до 24,3 м. Эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 1,1 м (скв.№129) до 12,2 м (скв.№3), нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах от 1 м (скв.Г-2) до 14,2 м (скв.№304). Коэффициент песчанистости меняется от 0,39 до 1. Коэффициент расчлененности -1- 6. 

Продуктивность пачки  доказана опробованием в 19 скважинах. Максимальный дебит газа получен в скважине №3 из интервала 965-972 м и составляет 165,2 тыс. м3/сут. Максимальный дебит нефти 93 м3/сут получен в скважине №304 (интервал 1033,5-1046 м).

При опробовании газонефтенасыщенной  части разреза в скважинах  №№7, 20 получены дебиты газа с нефтью, дебиты газа составляют 37 тыс.м3 (скв.№7) и 8,71 тыс.м3 (скв.№20), дебиты нефти - 53,1 м3/сут и 73 м3/сут соответственно.

В результате опробовании  новых скважин №№121, Г-1, Г-2 были получены притоки нефти дебитом 42,6; 235,9; 73,1 м3/сут соответственно.

Газонефтяной контакт  принят на отметке минус 886 м (скв.№20) в северной части и минус 884,4 м (скв.№7) в южной части месторождения.

В северной части месторождения  ВНК принят совместно для двух пачек на отметке от минус 904,7 м по кровле водоносного пласта (скв. №№101, 104) до 905,5 м по подошве последнего нефтяного пласта (скв. №14). В южной части водонефтяной контакт принят на отметке минус 904,6 м (скв.№128).

В соответствии с принятыми  положениями ГНК, ВНК, площадь нефтеносности составляет – 25900 тыс. м2, в том числе ЧГЗ – 50250 тыс. м2, ГНЗ – 11025 тыс. м2, ЧНЗ – 7125 тыс. м2, ВНЗ – 7750 тыс. м2.

Нефтяная залежь в северной части блока, приуроченная к пачке М-II-2 подтверждена опробованием скважин №№104, 412, в разрезе скважин центральной и южной части блока установлено отсутствие пачки М-II-2.

Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет от 1 м (скв.№14) до 9,9 м (скв.№412). Коэффициент песчанистости изменяется в пределах от 0,64 до 1. Коэффициент расчлененности составляет 1-2.

Опробование скважины №104 проведено совместно с пачкой М-II-1 (интервал 1023-1029 м), получен приток нефти дебитом 147,9 м3/сут. В скважине №412 при опробовании интервала 1010-1012,5 м получен приток нефти дебитом 25,1 м3/сут.

Водонефтяной контакт  изменяется от минус 904,7 м (скв.№№101, 104) до 905,5 м (скв.№14).

При принятом водонефтяном контакте площадь залежи пачки М-II-2 равна 5500 тыс. м2, из них ЧНЗ – 2375 тыс. м2, ВНЗ – 3125 тыс. м2. 

В сводовой части III блока в отложениях верхней юры (акшабулакская свита) установлены линзовидные залежи (район скважин №№16, 401, 402, 403, 404, 405, 406, 413).

Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет от 3,5 м (скв.№16) до 12,7 м (скв.№405). Коэффициент песчанистости в пределах блока варьирует в пределах от 0,18 до 1. Коэффициент расчлененности - 1-5.

Продуктивность верхнеюрского  горизонта доказана опробованием 7 скважин (скв. №№16, 401, 402, 403, 404, 405, 413).

В III блоке максимальный дебит нефти 52 м3/сут получен в скважине №405 (интервал опробования 991,5-996 м).

Водонефтяной контакт  принят по подошве последнего нефтенасыщенного пласта в скважине №402 на отметке минус 900,4 м.

Площадь залежи равна 17850 тыс. м2 (ЧНЗ – 12150 тыс. м2, ВНЗ – 5700 тыс. м2). 

Блок IV расположен в юго-восточной части месторождения и ограничен тектоническими нарушениями f3 и f4, выявленные по результатам сейсмики 3Д и бурения скважин №№23, 131, 132, 133, 305. В пределах блока наблюдается отсутствие пачки М-II-2, продуктивными являются верхняя пачка М-II-1 и верхнеюрские отложения в скважине №132.

         Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует от 3 м (скв.№№23, 132) до 5 м (скв.№131). Коэффициент песчанистости составляет от 0,74 до 1. Коэффициент расчлененности составляет 2-5.

Продуктивность пачки М-II-1 установлена опробованием скважин №№23, 131. В скважине №133 по данным ГИС нефтеносный пласт выделяется в верхней части.

При опробовании в скважине №23 (интервал 1043-1047 м) дебит нефти составил 15 м3/сут. В скважине №131 при испытании интервала 1045-1047,5 м получен приток нефти дебитом 22,6 м3/сут.  

ВНК принят на отметке  минус 905 м по подошве опробованного  нефтенасыщенного пласта в скважине №131.

Площадь нефтеносности  пачки М-II-1 составляет 4075 тыс.м2.

В пределах блока при  опробовании верхнеюрских отложении  в скважине №132 (интервал 1084,5-1085,5 м) получен приток нефти дебитом 20,15 м3/сут.  

Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №132 составляет 5,4 м. Остальные скважины водоносны по данным ГИС. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,74 до 1. Коэффициент расчлененности – от 2 до 5.

Водонефтяной контакт  принят на отметке минус 950,2 м, в скважине №132, давшего при опробовании приток нефти.

При принятом ВНК, площадь  нефтеносности равна 1000 тыс.м2.

 

Таблица 1.1

Абсолютные отметки  ВНК и ГНК по состоянию изученности  на 01.01.2006г.

               

Горизонт

Блок

№№

скважин

Принятые абс.отметки  ВНК, м

№№

скважин

Принятые абс.отметки ГНК, м

по ГИС

по опробованию

по ГИС

по опробованию

1

2

3

4

5

6

7

8

М-II-1

I

93

  

-914,6

      

31

  

-916,7

      

М-II-2

103

-902

        

107

  

-907

      

95

  

-907,4

      

97

-907,8

        

91

-908,3

        

98

  

-909,3

      

90

  

-909,7

      

105

  

-912,6

      

М-II

II

301

-929

        

М-II-1

III

104 и 101

-904,7

  

20

  

-886

14

905,5

  

7

  

-884,4

128

-904,7

        

М-II-2

101 и 104

-904,7

        

14

-905,5

        

Ю3

402

-900,4

        

М-II-1

IV

23

-904,6

        

131

  

905

      

133

-904,7

        

Ю3

132

  

-950,2

      

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2. Физико-химические свойства нефти и газа

 

В 1988 году в лабораториях ПГО «Южказгеология», ИГИРНИГМ, ОМП  ТашГУ и в лаборатории Южно-Казахстанской  нефтеразведочной экспедиции проводилось изучение состава и свойств пластовой нефти и попутного газа в продуктивном горизонте M-II по скважинам №№6, 7, 14, 15, 16, 18 и 19.

В 2000 году компанией PENCOR International Ltd проводились глубинные исследования по двум скважинам №№14, 20. Были отобраны глубинные пробы, которые оказались некондиционными.

В 2004 году компанией ТОО  «Мунайгазгеолсервис» проводились  исследования глубинной пробы нефти и растворенного газа по скважине №105. Исследование пластовой пробы нефти производилось на установке высокого давления АСМ-300М из 3-х камер ВПП-300.

В 2005 году компанией PENCOR International Ltd проводились глубинные исследования по продуктивному горизонту М-II в скважине Г-1 и по продуктивному горизонту Ю3 в скважинах №№403, 405.

Рекомбинированная проба нефти из скважины №403 анализировалась в лабораторных условиях при поддержании пластовых условий в ячейке PVT при давлении насыщения равному пластовому давлению 10,03 МПа. Проба была недонасыщена газом, что подтверждается низким газосодержанием, равным 32,9 м3/т. Поэтому рекомбинированная проба нефти из скважины №403 признана не представительной.

Глубинная проба нефти  из скважины №405 также признана не представительной по причине её отбора в условиях двухфазного потока, о чем свидетельствует значительная величина газосодержания, равная 92,5 м3/т и величина давления насыщения, практически равная пластовому давлению.

Продуктивный  горизонт M-II

При составлении «Технологической схемы разработки нефтегазоконденсатного месторождения Арыскум» были определены физико-химические свойства нефти и газа продуктивного горизонта М-II из скважин №№7, 14 и 19. В процессе исследования отобранных проб нефти были определены величина плотности пластовой нефти, которая в среднем составила 0,818 г/см3 при пластовой температуре 44оС. Давления насыщения – 8,18 МПа. Вязкость в пластовых условиях составил 4,03 мПа∙с. Величина газосодержания - 39,7 м3/т.

На дату составления  анализа разработки были отобраны глубинные пробы нефти из скважин №№7, 14, 19, 105 и Г-1. С учетом ранее отобранных глубинных проб (данные из подсчета запасов нефти и газа месторождения Арыскум) и новыми данными, анализировались диапазоны изменения величин параметров и средние значения, такие как давления насыщения, газосодержания, плотность, вязкость, объемный коэффициент и пластовая температура. Результаты анализа нефти в пластовых условиях приведены в таблицах 1.2. и 1.3.

 Величина плотности  пластовой нефти варьирует 0,789-0,841 г/см3, в среднем составляя 0,813 г/см3 при пластовой температуре 43оС. Давление насыщения нефти газом меняется от 5,80 МПа до 9,30 МПа, в среднем составляя 8,06 МПа. Газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти изменяется от 19,2 м3/т до 55,2 м3/т, в среднем составляет 40,4 м3/т. Вязкость нефти колеблется от 3,35 мПа∙с до 5,90 мПа∙с, в среднем составляет 4,01 мПа∙с. Величина объемного коэффициента варьирует от 1,05 до 1,13, в среднем составляя 1,10.

Нефть месторождения  Арыскум является высокопарафинистой, смолистой и бессернистой. По результатам анализа из скважины №105 содержание парафина в нефти составляет 26,6%, смол – 15,7%, из них асфальтенов – 0,22% и серы – 0,19%. Величина плотности нефти составляет 0,865 г/см3. Температура застывания нефти 22оС,  вспышки – 10оС. Величина кинематической вязкости нефти при 30оС составляет 30,55 мм2/с, при 40оС – 13,7 мм2/с и при 50оС - 10,4 мм2/с. Содержание светлых фракций, выкипающих  при 300оС - 55 %. Результаты исследований физико-химического свойств нефти в поверхностных условиях приведены в таблицах 1.4. и 1.5. Для обоснования свойств нефти в поверхностных условиях проба одной скважины не достаточно, поэтому в дальнейшем рекомендуется проводить дополнительный анализ проб нефти в поверхностных условиях.

 По данным технологической  схемы разработки и по новым  данным проведен анализ выделенных газов по продуктивному горизонту М-II. Основным компонентом состава газа является метан, содержание которого варьирует от 67,05% моль до 95,04% моль, в среднем составляет 91,07% моль. Этана в газе меняется от 0,88% моль до 15,57% моль, в среднем составляя 3,94% моль. Пропана в газе изменяется от 0,82% моль до 11,31% моль, в среднем составляет 2,35% моль. Содержание азота и углекислого газа в среднем составляют 0,55% моль и 0,21% моль соответственно. Сероводород отсутствует. Относительная плотность газа по воздуху варьирует от 0,612 до 0,830, в среднем составляет 0,640. Сведения компонентного состава газа приведены в таблицах 1.6 и 1.7.

 

Продуктивный  горизонт Ю3

Для изучения физико-химических свойств пластовой нефти юрского продуктивного горизонта были отобраны шесть проб нефти из скважин №№16, 403 и 405. Так как пробы из скважин №№403 и 405 признаны не представительными, характеристика пластовой нефти приводится по пробам из скважины №16.

По результатам анализа  пластовой нефти плотность варьирует 0,809-0,811 г/см3, в среднем составляя 0,810 г/см3. Давление насыщения нефти газом меняется от 7,80 МПа до 8,50 МПа, в среднем составляя 8,13 МПа. Газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти изменяется от 46,7 м3/т до 48,9 м3/т, в среднем составляет 48,0 м3/т. Вязкость нефти колеблется от 2,58 мПа∙с до 2,61 мПа∙с, в среднем составляет 2,60 мПа∙с. Величина объемного коэффициента варьирует от 1,09 до 1,11, в среднем составляя 1,10. Результаты анализа нефти в пластовых условиях приведены в таблицах 1.2. и 1.3.

Основным компонентом  состава газа является метан, содержание которого в среднем составляет 82,78% моль. Этана в газе – 6,1% моль, пропана – 4,55% моль. Сероводород в газе отсутствует. Содержание азота и углекислого газа составляют 0,17% моль и 0,18% моль соответственно. Относительная плотность газа по воздуху составляет 0,736.

В таблицах 1.6 и 1.7. приведен компонентный состав выделившегося газа.

Плотность сепарированной нефти варьирует от 0,805 г/см3 до 0,854 г/см3, в среднем по горизонту составляя 0,840 г/см3.

Физические свойства и химический состав пластовых вод  являются важнейшей составляющей гидрогеохимических условий, характеризующих месторождение. В течение отчетного периода по месторождению пластовые воды не исследовались. По данным периода разведки, пластовая вода месторождения Арыскум по классификации В.А. Сулина представляют собой рассолы хлоркальциевого типа. Величина минерализации по юрскому продуктивному горизонту меняется от 61,6 г/дм3 до 86,7 г/дм3, по меловому продуктивному горизонту варьирует от 43,3 г/дм3 до 62,3 г/дм3. Сведения о химическом составе пластовых вод продуктивного горизонта М-II приведена в таблице 1.8.

В дальнейшем рекомендуется  проводить полный анализ пластовых  вод, по возможности, нужно определить газовую составляющую вод, газонасыщенность, плотность и вязкость вод в пластовых и поверхностных условиях.

Поскольку глубинная  проба нефти из скважины №405 и  рекомбинированная проба нефти  из скважины №403 признаны не представительными, желательно продублировать отбор проб нефти из данных скважин и провести полное их исследование, включая физико-химическую характеристику нефти в стандартных условиях.

 

Таблица 1.2. - Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях

№№ скважин

Горизонт

Интервал перфорации, м

Проба

Дата 

отбора

 

Дата 

анализа

Давление, МПа

Пластовая температура, оС

Газосодержание

Объемный коэффициент

Плотность нефти, г/см3

Вязкость

Ср. коэф. растворимости газа, (м3/м3)/МПа

Коэффициент сжимаемости, 1*10-4/МПа

  

пластовое

насыщение

м3/т

м3/м3

пластовой

сепарированной

пластовой, мПа*с

сепарированной, мм2/с

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

М-II

7

М-II

1023,6-1026,6

1

1987

10,53

9,10

43

42,6

36,8

1,08

0,838

0,865

4,78

5,70

3,9

    

2

9,00

43

45,5

39,4

1,08

0,840

0,867

4,79

5,70

4,2

  

3

9,10

43

41,5

36,0

1,08

0,841

0,867

4,84

5,75

3,8

  

4

9,30

43

55,2

47,6

1,13

0,831

0,863

4,50

-

-

  

5

8,70

43

52,1

45,1

1,13

0,820

0,865

4,52

-

-

  

6

8,95

43

52,8

45,6

1,13

0,816

0,864

4,51

-

-

  

14

М-II

1012-1021

1

1987

10,54

8,70

44

45,2

38,3

1,11

0,793

0,847

3,35

4,22

5,2

  

2

8,90

44

42,4

36,0

1,11

0,810

0,85

3,40

4,20

4,77

  

3

8,80

44

43,6

37,1

1,11

0,810

0,85

3,38

4,17

4,95

  

4

8,80

44

42,9

36,5

1,11

0,810

0,85

3,36

4,15

4,87

  

19

М-II

1042-1044                      1046-1048

1

1987

10,30

5,80

45

19,6

16,5

1,06

0,810

0,840

3,45

3,00

-

  

2

5,90

45

21

17,6

1,05

0,808

0,839

3,40

3,00

-

  

3

5,85

45

19,2

16,1

1,05

0,809

0,838

3,45

2,80

-

  

4

5,80

45

19,8

16,7

1,06

0,810

0,841

3,45

3,00

-

  

105

М-II

1019,4-1020,5       1021,1-1023,1               1025,3-1032,2                   1033,5-1035,3

1

2004

9,80

8,00

41

50,3

43,5

1,13

0,794

0,865

3,75

  

5,44

  

2

8,25

41

47,1

40,8

1,12

0,789

0,865

3,70

  

4,94

  

3

8,10

41

48,7

42,1

1,13

0,792

0,865

3,72

  

5,20

  

Г-1

М-II

1047

1

2005

10,50

8,06

39

38,0

33,0

1,09

0,819

0,867

5,90

    

8,9

14*

М-II

1020-1031

1

2000

10,30

10,98

41

57,0

49,3

1,14

0,798

0,866

3,79

    

9,5 

20*

М-II

1010-1023

1

2000

10,50

10,50

41

68,9

58,0

1,16

0,773

0,842

2,43

    

10,7

Среднее значение М-II

  

10,33

8,06

43

40,4

34,7

1,10

0,813

0,856

4,01

4,15

4,73

493,3

Ю3

16

Ю3

1020-1025

1

1987

  

7,80

  

48,4

40,9

1,10

0,809

0,845

2,58

  

5,00

    

2

  

8,50

  

48,9

41,3

1,09

0,810

0,844

2,59

  

4,90

  

3

  

7,90

  

46,7

39,5

1,11

0,811

0,846

2,61

  

5,10

  

4

  

8,30

  

48,0

40,6

1,10

0,810

0,845

2,60

  

5,00

  

Среднее значение Ю3

    

8,13

  

48,0

40,6

1,10

0,810

0,845

2,60

  

5,00

  

405*

Ю3

991,5-996,0

1

2005

9,74

9,57

38,4

92,5

74,5

1,21

0,728

0,805

0,95

3,47

  

12,6

403*

Ю3

1000,0-1021,5

1

2005

10,03

10,03

38,4

32,9

28,1

1,08

0,811

0,854

3,82

8,34

  

10,2

Примечание - * пробы не представительны

  

 

 

Наименование

При составлении  технологической схемы разработки

На дату составления  анализа разработки

Из подсчета запасов

 М-II

 М-II

Ю3 - скважина №16

Количество  исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

Количество  исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

Количество  исследованных

Диапазон изменения

Среднее

 значение

скважин

проб

скважин

проб

скважин

проб

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Давление насыщения  газом, МПа

3

13

5,8-9,3

8,18

5

18

5,80-9,30

8,06

1

4

7,80-8,50

8,13

Газосодержание, м3/т

3

14

19,6-55,2

39,7

5

18

19,2-55,2

40,4

1

4

46,7-48,9

48,0

Плотность, г/см3

3

14

0,793-0,841

0,818

5

18

0,789-0,841

0,813

1

4

0,809-0,811

0,810

Вязкость, мПа∙с

3

14

2,59-4,84

4,03

5

18

3,35-5,90

4,01

1

4

2,58-2,61

2,60

Объёмный коэффициент, д.ед.

3

14

1,05-1,11

1,09

5

18

1,05-1,13

1,10

1

4

1,09-1,11

1,10

Пластовая температура, оС

3

4

43-45

44

5

18

39-45

43

-

-

-

-

Уточнение геологической характеристики месторождения 📙 Дипломная → 🆔 21723

Уточнение геологической характеристики месторождения 📙 Дипломная → 🆔 21723

Уточнение геологической характеристики месторождения