Геологическая характеристика Самотлорского месторождения пласт БВ8

Министерство Образования  Российской Федерации

Тюменский Государственный Нефтегазовый университет

Нижневартовский филиал

 

 

Нефтегазопромысловый факультет

 

 

 

Кафедра “Разработки  и эксплуатации

нефтяных и газовых  месторождений”

 

 

 

 

 

Курсовая работа

по нефтегазопромысловой геологии

 

 

на тему: “Геологическая характеристика Самотлорского месторождения  пласт БВ₈ ”

 

 

 

 

студента: 2-го курса

специальности: 090600 ”Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений”

группы: НР-99

Липатов Александр  Юрьевич

 

 

 

 

Руководитель:   Мигунова Светлана Владимировна

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Нижневартовск

2001.

 

 

 

Содержание:

1. Введение

    1.1 Общая часть………………………………………….  3

2. Геологический  раздел

          2.1 Свойства пласта…………………………..……………5

          2.2 Свойства пластовых жидкостей и газов……………6

                

3. Расчётный раздел

         3.1. Расчёт физических свойств  нефти…………………  9

            3.1.1. Расчёт давления насыщения нефти газом при t ………9

              3.1.2.  Расчёт вязкости дегазированной нефти при t=20 ^oC …10

              3.1.3. Расчёт объёмного коэффициента нефти ………………  11

              3.1.4. Расчёт плотности газонасыщенной нефти ……………   12

         3.2. Расчёт физических свойств воды…………………… 13

              3.2.1. Расчёт массового содержания солей …………………..  14

              3.2.2.  Расчёт газоносыщенности …………………………………15

              3.2.3. Расчёт объёмного коэффициента ………………………. 16

              3.2.4. Расчёт плотности пластовой воды ……………………….18

              3.2.5.  Расчёт вязкости пластовой воды…………………………. 20

              3.2.6.  Расчёт поверхностного натяжения воды на границе с газом…21

                          Таблица результатов ……………………………………….. 22

 

4. Товарные  качества нефти ……………………………………23

 

5. Список литературы  ……………………………………………………24

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

Введение

         Общая часть

          Самотлорское   месторождение   округлой   конфигурации площадью 3000 км² , открыто в 1965 г. разрабатывается с 1969г., расположено в 30 км к северо-востоку от районного центра г. Нижневартовска, Ханты-Мансийского автономного округа, на подпойменной трассе правобережья Оби, слегка наклонной (до 0,5) с абсолютными отметками 50 м. Заболоченная на 80 % площадь представлена   четвертичными   аллювиальными   и   озерно-. аллювиальными отложениями, сложена суглинисто-супесчаными, мощность до 20 м, пылеватыми грунтами с прослойками и линзами мелко-зернистых   песков,    торфа,   детрита,    расчленена термокарстово-эрозионными формами, глубиной до 5 м.

           Болота  переходные и верховые, глубокие (до 7 метров и более) высокой степени сложности. На глубине от 200 до 350 м распространяются многолетнемерзлые горные породы с температурой от О до 0,5 С°, их общее влияние на бурение и эксплуатацию незначительное.

          Район  со сложными природными условиями для освоения. Климат резко континентальный с непродолжительным летом и суровой зимой. Максимальная температура +30 С° в июле, минимальная -50 С° в декабре. Зимой болота промерзают на глубину 10-12 м. Периоды: снежного покрова - 190, устойчивых морозов - 155, метелей - 50, отопительный - 265, безморозный - 100 дней.

          За 180 дней в году выпадает 500 мм осадков, из них 400 мм в теплый период. Средняя высота снежного покрова - 71 см. Первые заморозки на почве - 1 октября, последние - 5 июня, начало промерзания грунтов - 25 октября, максимальное промерзание до глубины 1,7 м - 20 апреля.

          Город  Нижневартовск находится на расстоянии 18-20 км южнее границ месторождения. Населенных пунктов в пределах нефтяной

площади нет.

          Основными водными артериями являются: судоходная река Вах, протекающая на крайнем юго-восточном участке и не судоходная река Ватинский-Еган, омывающая северо-западную границу. Из многих озер к крупным относят: Самотлор, Кымыл-Эмптор и др.

         Озеро Самотлор (от него произошло название месторождения) расположено на водоразделе правых притоков р. Оби, Вах и Ватинский-Еган, имеет округлую форму, вытянутую слегка в северо-западном направлении на 10,5 км.

          Окружающая  местность представляет собой  систему обводненных болотистых массивов. Берега озерной чаши по всему периметру слабоизвилистые, сложены плотным и хорошо разложившимся торфом.

          Сообщение  с промыслом осуществляется  автомобильным  транспортом, благодаря хорошо  развернутой сети автомобильных  дорог.

          За 30 лет разработки и эксплуатации месторождения построены объезды к площади и внутрепромысловые дороги капитальным типом покрытия общей протяженностью 170 км.

 

 

 

 

 

2. Геологический  раздел

          2.1 Свойства пласта

          Данный пласт : “Самотлорского месторождения” – БВ₈ представлен следующими характеристиками (см. таблицу 2.1)

          Таблица 2.1       Свойства  пласта  

 

Параметр	Пласт
	БВ8
Пластовая температура   tпл ; 0С	35
Текущая температура                t ; 0С	35

 

             

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2 Свойства  пластовых жидкостей и газов.

 Данный пласт представлен  жикостями и газами, свойства  каторых сведены в таблице  2.2. 

   Таблица 2.2         Свойства пластовых флюидов

 

Параметр	Пласт
	БВ8
Давление насыщения пластовой нефти газом при tпл ;           pнас ; Мпа.	8,05
Газонасыщенность пластовой  нефти   Гом ; м3/т	45
Содержание метана в  газе однократного разгозирования пластовой  нефти в ст. усл.     ум ; %	49,8
Содержание азота в  газе однократного разгозирования пластовой нефти в ст. усл.     уа ; %	7,75
Относительная плотность  дегазированной нефти          нд ; кг/м3	793
Плотность выделившегося  газа  г ; кг/м3	1,65
Коэффициент растворимости газа в воде         aг ; м3 /(м3 Мпа)	0,15
Объёмный коэффициент  теплового расширения воды при Тст=293 К         aв(Тст) ;        1/К	1,8  10-4
Коэффициент сжимаемости  пресной воды при Тст=293 К        вв(Тст) ;  1/Мпа	4,7  10-4
Плотность нефти,   , кг/м3	746
Вязкость пластовой  нефти,   , мПа.с	1,115
Объемный коэффициент, b	1,273
Коэффициент усадки нефти, u, %	0,800/0,820
Содержание серы. % Весовой	1,0
Содержание смол, % Весовой	5,1
Содержание парафина, % Весовой	3,3
Газосодержание, G, м3/м3	97
Содержание % молярной Концентрации
- этана	6,750
- пропана	11,730
- бутана	6.310
Плотность воды, рв, кг/м3	1019
Минерализация,    C! ; г/л	28,400

3. Расчётный  раздел 

 

       Проектирование, анализ и регулирование процесса  разработки нефтяных и газовых месторождений требует получение данных физических свойств добываемых компонентов, существенно зависящих от термобарических условий, при которых они находятся. Точные данные возможно полученные с помощью прямых замеров (исследование глубинных проб). В случае невозможности произвести прямой замер необходимо использовать косвенные методы (расчётный способ).

          Пользуясь данными таблицы “Физико-химические  свойства нефти, газа и воды  в пластовых условиях” рассматриваемого  месторождения рассчитать физические свойства нефти и пластовой воды при нормальных, стандартных и пластовых условиях. При расчётах использовать приведённые методики.     

 

 

 

 

 

 

 

 

          3.1  Расчёт физических свойств нефти

 

 

 

         3.1.1   Расчёт давления насыщения нефти газом при t<t_пл

Как правило, разработка, и эксплуатация нефтегазовых месторождений  связана с изменением температуры  в процессе подъёма продукции  по скважинам как вследствие теплообмена  с окружающими горными породами, так и вследствие работы отдельных элементов погружного оборудования, например, погружного электродвигателя в установке погружного центробежного электронасоса. Учитывание влияния температуры на давление насыщения (р_нас) позволяет существенно повысить точность расчета технологических процессов добычи нефти, особенно при решении оптимизационных задач.                                   

Расчёт давления насыщения в  зависимости от температуры              (рнас t) при постоянном количестве растворенного в нефти газа можно выполнить по формуле М.П. Штофа, Ю.Н. Белова и В.П. Прончука, если известно содержание в растворенном газе метана и азота:

 

                              t-t_пл

р_{нас t} = р_нас + ^{_________________________________}                                                                                                         (3.1)

                       9,157+           701,8       __

                                       Г_ом (у_м - 0,8у_а)

          где   р_нас - давление насыщения пластовой нефти газом при пластовой температуре t_пл, МПа; t - текущая температура, °С; Г_ом - газонасыщенность пластовой нефти, характеризующаяся отношением объема газа (приведенного к нормальным условиям), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти, м³/т; у_м, у_а - соответственно содержание метана и азота в газе однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях, доли единицы.

 

 

                                  15-35

р_{нас t} = 8,05 + ^{____________________________              _ _             =}     6 МПа                                                                                                    

                         9,157+              701,8       __             

                                          45 (49,8 - 0,8  7,75)

 

 

 

3.1.2 Расчет  вязкости дегазированной нефти при t =20 С

 

В практике добычи нефти встречаются  случаи отсутствия достаточной информации о некоторых свойствах нефти, например о вязкость. Для оценки вязкости нефти при 20° С и атмосферном  давлении можно использовать формулы  И.И. Дунюшкина:

 

                               0,658 ²_нд

         _{н 20}   = ₂₀   (                                             ^_)²            при 0,845< _нд<0,924 ;             

                               0,886 - ²_нд

                                                                                               (3.2)                                                                                         

                               0,456 ²_нд

_{н 20}   = ₂₀ (                                             ^_)²             при 0,78< _нд<0,845 ;

                                       0,833 - ²_нд

 

 

Где _{н 20} - относительная динамическая (по воде) вязкость дегазированной нефти при 20° и атмосферном давлении .Вязкость воды при 20° С и атмосферном давлении _{в 20} ⁼ 1 МПа с, _нд - относительная плотность дегазированной нефти.

 

В пласте же  0,78< _нд<0,845   ,тогда

 

                    0,456  (0,793) ²

_{н 20}   = 1 (                                             ^_)²        =   1,973 МПа с     

                    0,833 - (0,793) ²

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

          3.1.3  Расчет объемного коэффициента нефти

                    

          Определение объемного коэффициента нефти. При различных термобарических условиях необходимо не только для выполнения расчетов в процессе эксплуатации скважин, но также для расчетов запасов нефти. Точность вычисления объемного коэффициента нефти определяет и точность расчета её плотности при различных условиях.

Установлена тесная статистическая связь между газонасыщенностью нефти, определяемой при контактном однократном изотермическом разгазировании (при t =20 °С), и ее объемным коэффициентом b_н :

           b_н = 1+3,05 10^-3 Г₀                           при Г₀  <   400 м³/м³                                (3.3)

           b_н =1+3,63  10^-3 (Г₀- 58)                  при Г₀  >    400 м³/м³

 

 

где Г₀ - газонасыщенность пластовой нефти, м³/м³ (объём газа приведен к стандартным условиям).

Формулы (3.3) рекомендуются для проверки экспериментально определенных значений объемного коэффициента пластовых нефтей. Если ошибка превышает 10%, то достоверность экспериментального определения объемного коэффициента вызывает сомнение и указывает на необходимость повторных исследований.

Объемный  коэффициент нефти по таблице свойств пластовой нефти и газа b_н=1,273     ,а значит мы его можем проверить по формуле (3.3) ,  учитывая, что Г₀< 400 м³/м³ ;       Г₀=97 м³/м³ :

                       b_н = 1+3,05 10^-3  97   =  1,296

 

Найдём  погрешность вычисления:

100% - b_н¹/b_н² 100%  = 100% - 1,273/1,296 100%  =  1,775%

, а  значит, если погрешность вычисления  не превышает 10% , то дальнейших  вычислений вести нету смысла.

 

 

 

         3.1.4    Расчет плотности газонасыщенной нефти

Методика расчета  плотности газонасыщенной нефти  р_нп основана на взаимосвязи плотностей газонасыщенной и дегазированной нефти, плотности выделевшегося при контактном однократном разгазировании нефти газа и объемного коэффициента. Основным уравнением для расчета является уравнение следующего вида:

 

_нп=1/b_н  ( _нд+ _г Г₀ )                                                                                               (3.4)

 

где _нд - плотность дегазированной нефти, кг/м³ ; _г – плотность выделившегося газа, кг/м³ ; Г₀ - газонасыщенность пластовой нефти, м³/м³ (объём газа приведен к стандартным условиям).

_нп=(1/1,273) ( 793+ 1,65  97 )  = 748,7 кг/м³

 

 

 

 

 

 

 

3.2  Расчет  физических свойств воды

При выполнении технологических расчетов процесса добычи нефти требуется  знание не только свойств нефтей , но и свойств добываемой воды (объемного  коэффициента , газонасыщенности, плотности, вязкости и других характеристик ).

Исходными данными  для расчета физических свойств воды являются давление температура и концентрация растворенных в воде солей.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2.1   По известной концентрации  растворенных в воде солей  рассчитывают массовое их содержание:

С = 100 С’ /( 1000 + С’ )                                                                                           (3.5 )                     

где С- массовое содержание солей в воде ,%( отношение числа  граммов соли , растворенной в 100 г  воды); С- концентрация растворенных солей, г/л (число граммов соли, растворенной в 1л воды ).

 

 

С = 100  28,4 / ( 1000 + 28,4 )   =  2,76%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2.2   Газонасыщенность  соленой воды вычисляют по  следующей корреляционной зависимости:

 

Г_в = Г_св / Г_пв = 1/ 10^{a l}                                                                                                            (3.6)

 

где Г_в -относительная газонасыщенность соленой воды ; Г_св , Г_пв - соответственно газонасыщенности соленош пресной вод, м³ / м³ (при неизвестном газовом факторе пластовой воды следует принимать приближенное значение коэффициента растворимости газа в воде a_г= 0,15 м³/ (м³ МПа) ); a_т - температурный коэффициент

 

 

a_т = 0,048 / ( T - 273)^0,2096                                                                                  (3.7)

 

T – текущая температура , K.

 

 

 

a_т =0,048/ ( 288 - 273)^0,2096  =  0,027      

 

Г_в = 1/10^{0,027 2,76}   =  0,842 м³ / м³

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2.3   Для расчета объемного  коэффициента соленой воды b_в используетсяследующие зависимости:

 

При p<p_нас    и     T<T_пл 

 

                     b_в=1+   b(T) +   b(Г_в) +   b(p)                                                                   (3.8)

 

где    b(T) - изменение объемного коэффициента при изменении температуры от стандартной T_cn = 293 К до T < T_пл при атмосферном давлении ;   b(Г_в) - изменение объемного коэффициента вследствие растворимости газа в воде с растворенными в ней солями при заданных давлении и температуре ;   b(p) -изменение объемного коэффициента вследствие сжимаемости воды при изменении давления от стандартного p_ст=0,1МПа до текущего давления p<p_нас при заданной температуре T<T_пл

 

Указанные поправки вычисляются по следующим зависимостям:

 

           b(T)=a_в(T)  (T-293)                                                                                         (3.9)

 

где a_в(T) - объемный коэффициент теплового расширения воды ( 1 / К ) при T<T_пл

 

         a_в(T)  = a_в(T_ст) + 0,18  10^-4 ( T – 293 )^0,6746                                                      (3.10)

где a_в(T_ст) - объемный коэффициент теплового расширения воды при  T=293 К,  равный 1,8 10^-4 1/К

       

         b(Г_в) = Г’_в (b_пвг – b_пв )                                                                                        (3.11)

где b_пвг , b_пв - соответственно объемный коэффициент пресной воды, насыщенной, и пресной воды без газа,

 

       b(Г_в)  = 10^-4 [1,8829 + 0,0102 ( Т- 273 ) ] р Г’_в                                                 (3.12)

 

            b(p) = - _в(T)  p                                                                                                (3.13)

 

 

где  _в(T)   - коэффициент сжимаемости пресной воды при заданной температуре Т, 1/МПа

 

        _в(T) = _в(T_ст) + ( T – 293 )  (3,125  10^-4 ( T – 293 ) – 2,5  10^-2 ) 10^-4               (3.14)       

 

_в(T_ст) - коэффициент сжимаемости пресной воды при T_ст = 293 К, равный

4,7 10^-4   1/ MПа ; р - давление , МПа; при p > p_нас    и     T = T_пл

 

 

Т.е. расчёт объемного коэффициента соленой воды b_в выглядит так:

 

-

a_в(T)  = 1,8  10^-4  + 0,18  10^-4 ( 308 – 293 )^0,6746 = 2,9  10^-4 1/К

 

b(T)= 2,9  10^-4 ( 308 – 293 ) = 43,5  10^-4             

-

b(Г_в)  = 10^-4 [1,8829 + 0,0102 ( 308 - 273 ) ]  5,2  0,842  = 9,81 10^-4  

-

_в(T) = 4,7  10^-4  + ( 308 – 293 )  (3,125 10^-4 ( 308 – 293 )–2,5  10^-2 ) 10^-4 = 4,4 10^-4  1/ MПа

 

b(p) = - 4,4 10^-4  5,2     =  - 22,88 10^-4                

-

 

 

 

b_в= 1 + 9,81 10^-4 + 43,5  10^-4 - 22,88 10^-4 = 1,003043                         

 

 

 

 

 

 

3.2.4   Принебрегаемая массой  растворенного газа, плотность пластовой  воды рассчитывают по формуле:

_впл = _вст / b_впл

 

 

_вст - плотность воды в стандарных условиях (в кг /м³ ), зависящая от массового содержания растворенных солей С ( % ):

 

 

 

При                       0<С<12   _вст  = 1000 + 6,95 С,

При                     12<С<20   _вст  = 1010,5 + 6,08 С,                                               (3.15)

При                     20<С<26   _вст =  1027,1 + 5,25 С

 

 

b_впл = b_в(p_нас T_пл)  ( 1- _вг(T_пл)  ( p- p_нас ) )                                                                 (3.16)

 

 где  b_в(p_нас T_пл)  - объемный коэффициент пластовой воды при р = p_нас  и T = T_пл ; _вг(T_пл)  - коэффициент сжимаемости воды с растворенным в ней газом

 

_вг(T_пл) = _в(T_пл)  ( 1+ 0,05 Г_в )                                                                                   (3.17)

Г_в - газонасыщенность пластовой воды (в м³ /м³), ориентировочно рассчитыемая так:

 

- при отсутствии растворенных  солеи

Г_в =  a_r  ( p_нас – p₀ )                                                                                                      (3.18)

         - при наличии растворенных солей

Г_в =  a_r  ( p_нас – p₀ ) / 10^{a l}                                                                                                       (3.19) 

,где коэффициент растворимости  газа в воде a_г = 0,15 м³/ (м³ МПа)

 

 

_в(T_пл) = _в(T_ст) + ( T – 293 )  (3,125  10^-4 ( T – 293 ) – 2,5  10^-2 ) 10^-4                       (3.20)

_в(T_ст) - коэффициент сжимаемости пресной воды при T_ст = 293 К, равный

4,7 10^-4   1/ MПа

 

 

 

 

          Вычисление  плотности пластовой воды при  данных значениях выглядит так:

 

 

 

Г_в =  0,15 ( 5,2 – 0,1 ) / 10 ^{0,027  2,76} = 0,64438 м³/ (м³

 

_в(T_пл) = 4,7 10^-4 + ( 308 – 293 )(3,125 10^-4( 308 – 293 )–2,5  10^-2 )10^-4 = 4,4 10^-4  1/ MПа

 

_вг(T_пл) = 4,4 10^-4 ( 1+ 0,05  0,64438  )  = 4,542 10^-4 1/ MПа

 

b_впл = 1,003043 ( 1 - 4,542 10^-4  ( 32,6 – 5,2 ) ) = 0,99056  

 

_вст  =  1000 + 6,95 2,76 = 1019,2  кг/м³                         ( т.к. 0<С<12   (С=2,76)   

 

_впл =  1019,2 / 0,99056 = 1028,913 кг/м³

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2.5   Вязкость пластовой воды 

в (в мПа с) вычисляют, учитывая влияние температуры и наличие растворенных солей:

 

 

 

_в = ( 1,4 + 3,8 10^-3 ( p_вст - 1000 ) ) / (10 ^{0,0065 ( T-273 )} )                                             (3.21)

 

 

              

_в = (1,4 + 3,8 10^-3 ( 1019,2  - 1000 ) ) / (10 ^{0,0065 ( 308-273 )} )  = 0,872  мПа с

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2.6    Ориентировочное значение поверхностного  натяжения пластовой воды на  границе с газом о_вг рассчитывают по формуле:

 

 

_вг = 10³ /10 ^{1,19 + 0,01 p}                                                                                                    (3.22)

 

 

где  p - текущее давление, МПа

 

 

 

 

_вг = 10³ /10 ^{1,19 + 0,01 32,6} = 30,48  мН /м .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

        

 

 

Таблица   результатов расчётной  части курсовой работы “по Самотлорскому  месторождению  ‘пласт БВ₈ ’ ”:

 

 

Расчётные параметры	Пласт
	БВ8
Давление насыщения нефти газом  при T<Tпл    (pнас)    ;  МПа .	6
Вязкость дегазированной нефти при T=20 0C       ( н20 )   ;  МПа с .	1,973
Объёмный коэффициент нефти    ( bн ).	1,273
Плотность газонасыщенной нефти    ( нп ) ;  кг/м3 .	748,7
Массовое содержание солей в воде (C ) ;  %  .	2,76
Относительная газонасыщенность солёной  воды    ( Гв )   ; м3/м3   .	0,842
Объёмный коэффициент солёной  воды   ( bв )	1,003043
Плотность пластовой воды    ( впл )  ;  кг/м3	1028,913
Вязкость пластовой воды   ( в )  ;        мПа с	0,872
Ориентировочное значение поверхностного натяжения пластовой воды на границе  с газом  ( вг )   ;	30,48

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

Товарные  качества нефти Самотлорского месторождения  пласт ‘БВ₈’ :

 

 

По  химическому составу:

 

          По содержанию  серы:

                                                1% - СЕРНИСТАЯ (1-ая группа)

 

          По содержанию  парафина:

                                                 3,3% - ПАРАФИНЕСТАЯ (1-ая группа)

         

          По содержанию  асфальтированных смол:

                                                 5,1% - МАЛОСМОЛИСТАЯ (0-ая группа)

 

По  физическим свойствам:

 

          По плотности:

                                   793 кг/м³ – ЛЁГКАЯ

 

          По вязкости: