Закачка газа в газовую шапку Ю.Шапкинского месторождения, для вытеснения нефти
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ПОДЗЕМНОЙ ГИДРОМЕХАНИКИ
Курсовой проект по разработке нефтяных месторождений
«Закачка газа в газовую шапку Ю.Шапкинского месторождения, для вытеснения нефти»
Выполнил
ст.гр. РЭНГМ-3-01 Лисин В. А.
Проверил: Каракчиев Э. И.
Ухта 2005
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Южно-Шапкинское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области.
Ближайшими населенными пунктами является п. Харьяга и г. Нарьян-Мар, расположенные, соответственно, в 70 км к востоку и 75 км к северо-западу от месторождения. Доставка технического снаряжения, рабочего персонала осуществлялась из г. Усинска (280 км от участка работ), связь с которым осуществляется частично автомобильным транспортом по дороге с твердым покрытием и частично автомобильным и гусеничным транспортом по зимним временным дорогам.
В геоморфологическом отношении территория находится в западной части Большеземельской тундры в бассейне рек Шапкино и Серчейю и представляет собой моренную равнину, расчлененную долинами рек с крутыми обрывистыми, реже низкими болотистыми берегами. Рельеф слабо всхолмленный с отдельными возвышенностями, достигающими отметок +160 м над уровнем моря. Поверхность территории покрыта сетью многочисленных ручьев, притоков различного порядка. Глубина врезов 10-15 м, ширина от 20 до 100 м. Местность является типичной для тундры, безлесной ландшафтной зоной субарктического пояса с характерной мохово-лишайниковой растительностью.
Климат района континентальный, холодный с избыточным увлажнением. Характерны короткое (2-3 месяца), прохладное лето и продолжительная (6-7 месяцев) холодная зима с устойчивым снежным покровом. Среднегодовая температура составляет –3.1-5.1оС, в зимний период минимальная температура достигает -53 оС, летом – максимальная до +33 оС. Продолжительность светового дня в зимний период 3-5 часов, летом 18-22 часа.
Для технического водоснабжения буровых работ используются естественные водоемы (озера, ручьи). Грунтовые воды из-за мерзлотных условий не используются. Кроме того, для технического водоснабжения, при необходимости поддержания пластового давления, могут быть использованы воды юрского водоносного комплекса, имеющего региональное распространение и обладающего значительными ресурсами минерализованных вод.
Район работ находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород. Современные ММП вскрыты на глубине 15-40м, кровля реликтовых ММП отмечается на глубинах около 70,0-120м, подошва – на глубине около 246- 465м. В долинах крупных водотоков отмечается погружение кровли реликтовой мерзлоты.Многолетнемерзлые породы в районе развиты повсеместно. Подошва реликтовой мерзлоты находится на глубине 246-465 м.
1. Геолого-физическая характеристика месторождения
1.1 Краткая характеристика и история месторождения
Южно-Шапкинское месторождение открыто в 1970 г. Основанием постановки глубокого поисково-разведочного бурения на Южно-Шапкинской структуре послужили площадные детальные сейсморазведочные работы МОВ, проведенные в 1964-66 гг.
Первооткрывательницей является поисковая скв. 21, при испытании которой получены фонтанные притоки нефти с водой из карбонатов серпуховского яруса нижнего карбона дебитом 41 м3/сут; приток нефти из московского яруса среднего карбона дебитом 73 т/сут; приток газа с нефтью из ассельско-сакмарских отложений нижней перми.
Следующими первоочередными скважинами были поисковые скв. 23, 25, 22, 29 и 24. После того, как в 1972-1973 гг. на месторождении были проведены дополнительные детализационные сейсморазведочные исследования, и на Южно-Шапинском куполе пробурено еще 2 поисковые и 7 разведочных скважин в период до 1976 г. После этого этап глубокого поисково-разведочного бурения был завершен.
Таким образом, в настоящий момент в пределах Южно-Шапкинской структуры пробурено 15 поисково-разведочных скважин, из них вскрывшие нефтеносные пермо-карбоновые отложения - 13, из них продуктивных – 7 (№№ 21, 23, 31, 32, 34, 35, 36) или 54 %. Скважина № 28, заложенная с целью выяснения нефтегазоносности среднего девона, также находится в контуре продуктивности пермо-карбоновых отложений.
В результате геолого-разведочных работ установлено наличие пяти залежей нефти в пермо-карбоновых отложениях. В 1976 г. ГКЗ РФ утвердила запасы нефти и растворенного газа по четырем залежам, приуроченным к среднему-верхнему карбону и нижней перми.
В 2003 г. силами ОАО «Наръян-Марсейсморазведка» проведены сейсмические работы МОГТ 3D на площади 83 км2, охватывающей практически всю Южно-Шапкинскую структуру. Обработку и интерпретацию полевых материалов МОГТ 3D осуществила компания ООО «Парадайм Геофизикал».
В 2002-2003 гг. на Южно-Шапкинском куполе пробурено 16 скважин эксплуатационного фонда на объекты среднего карбона – нижней перми (по скв. 8 – 2 ствола).
Результаты геолого-геофизических исследований последних лет существенно уточнили геологическое строение основных продуктивных объектов. В 2004 г. специалистами ЗАО «ИНКОНКО» выполнен пересчет запасов нефти и газа с предоставлением результатов в ЦКЗ МПР.
1.2 Стратиграфия
Описание стратиграфического разреза изучаемого месторождения приводится согласно унифицированной схемы, а также на основании общегеологических особенностей соседних месторождений Шапкина-Юрьяхинского вала и северных районов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
Вскрытый разрез осадочного чехла Южно-Шапкинской площади представлен средне-, верхнедевонскими, каменноугольными, пермскими, триасовыми, юрскими, меловыми и четвертичными отложениями толщиной более 4.2 км.
Исходя из геологического строения соседних территорий можно предположить наличие в изучаемом районе нижнедевонских, а также силурийских и ордовикских отложений. Кровля фундамента на основании геофизических исследований ожидается на глубине 6-7 км.
1.3 Тектоника
Южно-Шапкинская антиклинальная складка расположена в центральной части Шапкино-Юрьяхинского вала, структуры II порядка Денисовского прогиба, осложняющего в свою очередь Печоро-Колвинский авлакоген. На западе Шапкино-Юрьяхинский вал граничит через Пятейскую депрессию с Лебединским валом, на востоке - с Тибейвисской депрессией.
В современном структурном плане Шапкино-Юрьяхинский вал представляет собой крупную линейную узкую ассиметричную структуру, сложенную кулисообразно расположенными антиклинальными складками (с юга на север): Юрьяхинской, Верхне-Грубешорской, Пашшорской, Средне-Серчейюской, Южно-Шапкинской, Шапкинской, Северо-Шапкинской, Ванейвисской, Василковской, Кумжинской, Коровинской, Северо-Коровинской.
Западное крыло вала узкое и крутое, с углами падения до 15-300, осложненное зоной Шапкинского регионального разлома. Восточное крыло вала широкое и пологое, с углами падения 2-90.
Осадочный чехол Шапкино-Юрьяхинского вала разделяется на два крупных структурных этажа: ордовикско-нижнедевонский и среднедевонско-триасовый.
Нижний структурный этаж характеризуется наличием многочисленных дизъюнктивных нарушений. По поверхности ордовикских отложений выделяются Пятейский, Шапкино-Юрьяхинский и Тибейвисский блоки, имеющие северо-западное простирание. В Пятейском блоке, ограниченном с востока Шапкинским региональным разломом, отмечается общее ступенчатое погружение пород на северо-запад. Амплитуда погружения составляет 700-1400 м Шапкино-Юрьяхинскому блоку соответствуют максимальные глубины залегания ордовикских отложений, имеющие крутой наклон в западном направлении. Амплитуда наклона составляет 400-600 м, постепенно уменьшается к северу. Тибейвисский блок занимает более высокое гипсометрическое положение по отношению к Шапкино-Юрьяхинскому. По ордовикским отложениям выделяется Южно-Шапкинское поднятие, значительно смещенное к востоку относительно Южно-Шапкинской структуры, прослеживающейся по вышележащей толще.
Южно-Шапкинская структура наряду со
структурами южной части Шапкино-Юрьяхинского
вала характеризуется инверсионным строением.
До позднефранского времени в пределах современного Шапкина-Юрьяхинского
вала существовал узкий грабенообразный
прогиб, интенсивное прогибание которого
компенсировалось накоплением ордовикско-верхнедевонских
терригенно-карбонатных осадочных образований
толщиной около 3,5-4,5 км. В нижневизейское
время интенсивное прогибание существенно
замедляется. Появление слабовыраженных
инверсионных структур отмечается с каменноугольного-
Главным нарушением, формирующим современный структурный план, является Шапкинский глубинный разлом, прослеженный через весь участок в северо-западном направлении. Амплитуда смещения пород составляет в среднем 650-700 м; в центральной части (в р-не свода).
Помечаются максимальные значения. По поверхности силурийских отложений амплитуда смещения составляет 100-150 м. На временных разрезах отождествляемая с Шапкинским разломом зона отсутствия регулярной записи определяется двумя плоскостями сместителей. Северо-восточная плоскость сместителя имеет морфологию взбросо-надвига с углами наклона 60-800 . Взбросо-надвиг косо сечет Южно-Шапкинскую антиклинальную складку в направлении с юго-запада на северо-восток, пересекая пермские и каменноугольные отложения по западному крылу. При бурении скв. №28, заложенной на западном крыле структуры, после нижнефранских отложений были вскрыты вновь нижнекарбоновые отложения турнейского яруса и фаменского яруса верхнего девона. Пробуренная в 1.5 км к северо-востоку от скважины №28, скважина №27 вскрыла нормальное залегание верхне-среднедевонской толщи.
В пределах изучаемого месторождения основное нарушение осложняет система инвертных к нему разломов, которые разделяются на две группы по интервалу залегания.
Первую группу нарушений составляют тектонические дислокации, приуроченные к девонско-нижнекарбоновой толще, плоскость сместителя которых падает на запад, упирается в основной разлом на уровне нижнефранских отложений. Амплитуда смещения по ним достигает 140 м. В среднекарбоновых отложениях эта группа нарушений затухает, наблюдается в виде флексурных перегибов. На флексурных перегибах возможно развитие зон повышенной трещинноватости пород.
Вторую группу составляют разломы, прослеживаемые в пермо-триасовой части разреза, затухающие вверх по разрезу; вниз прослеживаются до пластов артинского и ассельско-сакмарского ярусов нижней перми.
По кровле отражающего горизонта «I-II», приуроченного к границе карбон-пермь (кровля залежи II-d) протрассировано 4 малоамплитудных нарушения, относящиеся ко второй группе инвертных разломов. Нарушения прослежены в р-не скв: 1) к западу от скв.№ 9, 2) к западу от скв.№28, 3) восточнее скв.№№ 103, 7, 4) на южной переклинали структуры.
По III нефтяной залежи к описанному нарушению добавляются еще три малоаплитудных нарушения, осложняющих восточное крыло структуры: одно - в р-не скв. №№ 10, 28 и два других - восточнее скв. №№ 23, 7.
В интервале IV залежи в районе скв. №5, 102, 13 протрассировано малоамплитудное инвертное к основному нарушение, относящееся ко второй группе (см. Граф.прил. 2.12).
Южно-Шапкинская и Средне-Серчейюская структуры разделяются прогибом. По нижним горизонтам осадочного чехла от силурийских до нижнекаменноугольных отложений выделяется система нарушений, ортогонально направленная к основному разлому и образующая грабенообразный прогиб на участке сопряжения указанных структур, амплитуда его достигает 50 м. В верхнекаменноугольных отложениях он затухает, проявляясь синклинальным перегибом слоев.
1.4 Характеристика продуктивных пластов
Южно-Шапкинское нефтегазоконденсатное месторождение многопластовое, как и все открытые месторождения Шапкино-Юрьяхинского вала.
В непосредственной близости от выявленных
месторождений Шапкино-Юрьяхинского вала
разрабатывается крупное Лаявожское нефтегазоконденсатное
месторождение, залежи которого связаны
с нижнепермско-
Выявленные во вскрытом разрезе залежи Южно-Шапкинского купола приурочены (снизу вверх):
а) к подангидритовой пачке доломитов серпуховского яруса нижнего карбона – водоплавающая залежь, высотой 5.6 м, установленная по результатам испытания интервала 2290-2300 м (а.о. –2163-2173 м) в скв. 21, когда получен приток нефти с водой дебитом 41 м3/сут на штуцере 5 мм (воды около 25%). При подсчете 1976 г данная залежь была названа залежью I, запасы по ней в ГКЗ не представлялись по причине незначительных по количеству;
б) к карбонатным отложениям среднего и верхнего карбона и нижней перми – залежи нефти и газа, промышленного значения, запасы которых утверждены ГКЗ и числятся на 1.01.04 г. на Государственном балансе: 1) залежь нефти с газовой шапкой в средне-верхнекаменноугольных карбонатах (II залежь); 2) залежь нефти в карбонатах нижней части ассельского яруса нижнепермского возраста (III залежь); 3) залежь газа с нефтяной «подушкой» в карбонатах верхней части ассельского яруса и сакмарского яруса нижнепермского возраста (IV залежь); 4) Газовая залежь в карбонатах артинского яруса нижней перми (V залежь).
в) к терригенным отложениям уфимского яруса верхней перми и харалейской и ангуранской свит триаса – залежи газа, выявленные по результатам испытания скв. 38. Данные залежи никогда не рассматривались, запасы не подсчитывались.
Согласно Технического задания в настоящей работе рассматриваются только содержащие нефть залежи в средне-верхнекаменноугольных и нижнепермских (ассельского и сакмарского ярусов) карбонатах.
Основные отличия современной геологической модели рассматриваемых объектов по сравнению с моделью 1976 г следующие:
- разделение интервала карбонатов С2-3 (прежняя залежь II) на 4 подсчетных объекта (залежи II-a, II-b, II-c, II-d) с различными уровнями ГНК и ВНК;
- изменение (поднятие) уровня ГНК залежи IV с а.о.-1635 м на а.о. -1614 м.
- изменение (понижение) уровня ГНК залежи II-a c а.о.-1761 м на а.о.-1813 м.
- уточнение петрофизических
Новыми данными, приведшими к изменению геологической модели, явились:
- результаты бурения 17 эксплуатационных скважин;
- результаты обработки
- результаты лабораторных
- результаты лабораторных
- исследования скв. 102 с использованием
модульного пластоиспытателя
- результаты эксплуатации скв. 1GN и 11.
Газонефтяная залежь в карбонатах среднего и верхнего отдела каменноугольной системы (залежь II-a)
Залежь II-a является основной по запасам нефти на Южно-Шапкинском куполе. Залежь мас-сивная, сводовая, тектонически-экранированная, с небольшой по объему газовой шапкой. Размеры залежи составляют 9.8 км х 1.6 км, при общей высоте 142 м, в т.ч. 106 м составля-ет нефтенасыщенная часть залежи, 36 м – газонасыщенная. Соотношение эффективных объемов газо- и нефтенасыщенных карбонатов равно 1:43. Глубина залегания залежи в своде 1907.5 м (а.о. –1776.9 м).
Нефтенасыщенную часть вскрыли 7 разведочных и все 17 эксплуатационные скважины, из них газонасыщенную часть вскрыли разведочная скв. 21 и 6 эксплуатационных.
Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет в среднем по скважинам 39.5 м, дос-тигая в своде 86.4 м (скв. 21), среднее значение газонасыщенной толщины равно 10.3 м, в своде – 16.6 м (скв.21).
Отношение эффективной мощности карбонатов к общей мощности залежи (коэффициент эффективной мощности) составляет в среднем 0.46, изменяясь от 0.09 (скв. 31) до 0.75. Кол-во проницаемых прослоев колеблется от 7 в приконтурных скважинах до 45 в своде, в среднем коэффициент расчлененности равен 20.3.
Проницаемые прослои продуктивных карбонатов, в 22 % случаях до 1 м толщиной, в 28% случаях от 1 до 2 м толщиной, разделенные непроницаемыми породами различной толщи-ны, в основном, маломощными. В 4% случаях встречаются однородные нефтенасыщенные карбонаты более 8 м (до 18 м) толщиной.
Газонефтяная залежь в карбонатах верхнего отдела каменноугольной системы (залежь II-b)
Глубина залегания залежи в своде 1884.8 м (а.о. –1758.2 м). Соотношение эффективных объемов газо- и нефтенасыщенных карбонатов равно 1:12. Размеры залежи составляют 11.2 км х 1.7 км, высота 144 м.
Газовая зона вскрыта 6-ю скважинами, нефтяная зона - 18-ю.
Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет в среднем по скважинам 2.2 м, достигая максимума 5.4 м в скв. 31, среднее и максимальное значение газонасыщенной толщины практически те же самые: 2.6 и 5.7 м, соответственно.
Газонефтяная залежь в карбонатах верхнего отдела каменноугольной системы (залежь II-с)
Минимальная глубина залегания залежи 1867.4 м (а.о. –1738.0 м). Соотношение эффективных объемов газонасыщенных пород к нефтенасыщенным составило 1:33. Размеры залежи 12.5 км х 1.9 км, при высоте 144 м. 5 скважин оказались в контуре газоносносности, 19 – в контуре нефтеносности.
Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 7.0 м, при максимальном значении 12.3 м в скв. 31, газонасыщенная толщина достигает 7.2 м, при среднем 5.2 м.
Газонефтяная залежь в карбонатах верхнего отдела каменноугольной системы (залежь II-d)
Глубина залегания залежи 1903.1 м (а.о. –1728.5 м). Соотношение эффективных объемов газо- и нефтенасыщенных карбонатов составило 1:33. Размеры залежи 6.1 км х 1.3 км, высота залежи 90.5 м. 4 скважины вскрыли газовую зону, 13 – нефтяную зону.
Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 3.7 м, при максимуме 7.9 м (скв. 10), газонасыщенная толщина до 2.3 м, в среднем составляя всего 1.5 м.
Нефтяная залежь в карбонатах ассельского яруса нижнего отдела пермской системы (залежь III)
Залежь III по типу пластово-сводовая, тектонически-экранированная, размерами 4.8 км х 1.2 км, при высоте 73.7 м. Глубина залегания залежи в своде 1825.4 м (а.о. –1658.3 м).
В контуре нефтеносности находятся 14 скважин (4 из них разведочные), причем водонефтяную зону вскрыли 6 скважин.
Общая толщина продуктивного пласта изменяется от 39.6 до 70.0 м, составляя в среднем 57.5 м. Сокращение толщины пласта наблюдается на северной переклинали структуры.
Следует отметить значительные колебания суммарной эффективной толщины по скважинам, от 18.4 до 46.8 м в пределах контура продуктивности, водоносными скважинами 24 и 27 зафиксированы низкие значения, 5.1 и 4.5 м, соответственно (см Граф. Прил. 26). Среднее значение эффективной толщины составило 29.0 м. Резкие изменения в распределении эффективных толщин в разбуренном своде складки обусловлены частым замещением проницаемых карбонатов в нижней части залежи III непроницаемыми разностями.
Отношение эффективной мощности карбонатов к общей мощности пласта варьирует от 0.10 до 0.79, составляя в среднем 0.51, распределение данного коэффициента по площади аналогично распределению эффективных толщин. Кол-во проницаемых прослоев колеблется от 2 до 10, при среднем значении по скважинам 5.4.
Прикровельная часть резервуара литологически более однородная, чем нижняя, проницаемые карбонаты здесь до 24 м, выдержаны по площади, но в 32% случаях в целом по пласту до 2 м толщиной.
Газонефтяная залежь в карбонатах ассельского и сакмарского ярусов нижнего отдела пермской системы (залежь IV)
Залежь IV по типу массивно-пластовая, тектонически-экранированная, с обширными газонефтеводяной и водонефтяной зонами. Размеры залежи составляют 10.4 км х 1.5 км, при общей высоте 111 м, в т.ч. 62 м составляет газонасыщенная часть залежи и лишь 49 м – нефтенасыщенная. Объем газонасыщенных карбонатов довольно значительный, его соотношение с объемом нефтенасыщенных карбонатов равно 1:3. Глубина залегания залежи в своде 1727.1 м (а.о. –1551.9 м).
В контуре продуктивности находятся 24 скважины (7 разведочных и все 17 эксплуатационных), причем чистогазонефтяную зону вскрыли 3 эксплуатационные скважины, что дало основание, учитывая также наличие пачки плотных глинистых известняков ассельского возраста образующих подошву залежи, изменить ранее определенный тип залежи с массивной на массивно-пластовую.
Общая толщина продуктивного пласта (залежи IV) значительная и изменяется в пределах 104.1-136.0 м, составляя в среднем 117.5 м и несколько сокращаясь к центральной (сводовой) части структуры. Такая же тенденция уменьшения к сводовой части структуры прослеживается и у суммарных эффективных толщин. Среднее значение эффективной толщины по скважинам составило 59.8 м, пределы изменения 32.3-85.1 м.
Отношение эффективной мощности карбонатов к общей мощности пласта составляет в среднем 0.51, изменяясь при этом от 0.30 до 0.65. Кол-во проницаемых прослоев в скважинах от 13 до 26, в среднем составляя 20.5.
Газонасыщенные прослои, по сравнению с нефтенасыщенными, незначительны по толщине, в 28% случаев меньше 1 м, в 42% случаев от 1 до 2 м, лишь в 3-х скважинах до 6 м. Нефтенасыщенные прослои также, в основном, до 2 м толщиной (в 55% случаев), но в 15% случаев толщина превышает 4 м, достигая 22 м. Значительные по мощности проницаемые прослои карбонатов приурочены к подошвенной части резервуара, в большей степени это характерно для северной и северо-восточной части складки, где в скв. 22, 34, 11, 36 вскрыты мощные (до 40 м) коллектора, наблюдаемые и по 3Д сейсмоматериалам, но, к сожалению, не представляющие интереса, т.к. залегают ниже водо-нефтяного контакта.
1.5 Свойства нефти, газа и конденсата
Для определения физико-химических свойств нефти и газа Южно-Шапкинского месторождения отбирались глубинные и поверхностные пробы нефти и газа в период с 1970 по 2003 год. Исследования проб проводились в Комплексной аналитической лаборатории Тимано-Печорского научно-исследовательского центра (г. Ухта). Экспериментальные исследования выполнены согласно ОСТ-39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти». Пластовая нефть, помимо определения по ней основных характеристик (давление насыщения, плотность, вязкость и т. д.) исследовалась методом стандартной сепарации и дифференциального разгазирования.
Комплекс аналитических исследований разгазированной нефти состоял из определения таких показателей как плотность, молекулярная масса, кинематическая вязкость, фракционный и компонентный состав, содержание серы и воды, а также температура застывания и плавления парафинов. Состав растворённого и свободного газа, стабильного конденсата и разгазированной нефти исследовался хроматографическим методом и включал в себя определение содержания углеводородных (С1-С6) и неуглеводородных ( N2, CO2, H2S, He) компонентов.
В связи с одновозрастностью и сходной характеристикой пластовых флюидов залежей II-a, II-b, II-c и II-d (объект II) среднего-верхнего карбона все имеющиеся результаты исследований проб рассматриваются совместно и при расчете средних значений суммируются.
Всего по состоянию на 1.01.2004 г физико-химические характеристики нефти и газа были изучены и приняты:
по объекту II - по результатам исследования 16 глубинных проб из скважин 21, 23, 36, 1, 4 и 205; 19 поверхностных проб скважин 21, 23, 31 и 36, 1, 3, 4, 35 и 205. Кроме того, исследованы 2 устьевые пробы конденсатного газа из скв. 21;
по III залежи – по результатам изучения 11 глубинных проб из 2-х объектов скважин 21, 23, 102 и 103, и 6-х поверхностных проб из скважин 21, 23, 102 и 103; также исследованы глубинные пробы свободного газа, отобранные из скв.103 м.
по IV залежи – по результатам изучения 4-х глубинных проб из скважин 23 и 1-GN и одной 4-х устьевых проб нефти из скв.23, 1-GN и 10. Исследованы также устьевые пробы конденсатного газа из скв. 23 и 32.
Наиболее охарактеризован пробами II объект, в основном, залежь II-a. Все пробы исследованы путем однократного и дифференциального разгазирования.
В результате физико-химические характеристики нефти залежей объекта II приняты при проектировании по данным дифференциального разгазирования 13 глубинных проб из скважин 21, 23, 1, 4 (при этом данные по скв.36 и 205 не учитывались), III залежи - по данным дифференциального разгазирования 11 глубинных проб из скважин 21, 23, 102 и 103, IV залежи – 3 глубинных проб из скважин 23, 1-GN (при этом 1 проба по скв. 1-GN отбракована).
Результаты исследований поверхностных проб нефтей приведены в табл. 1.3.
Таблица 1.3
Свойства пластовой нефти, газа, конденсата и воды
Наименование |
Еденицы измерения. |
II-a |
II-c |
II-d |
III |
IV | ||||||||||
Кол-во ис-следо-ван-ных |
Диапазон изме-нений |
Сред-нее значе-ние |
Кол-во ис-следо-ван-ных |
Диапазон изме-нений |
Среднее значе-ние |
Кол-во исследо-ванных |
Диапазон изме-нений |
Среднее значе-ние |
Кол-во ис-следо-ван-ных |
Диапазон изменений |
Сред-нее значе-ние |
Кол-во ис-следо-ван-ных |
Диапазон изменений |
Среднее значе-ние | ||
скв/проб |
скв/ проб |
скв/ проб |
скв/ проб |
скв/ проб |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
1.Нефть |
||||||||||||||||
Пластовое давление |
МПа |
4/13 |
17.1-20.46 |
19.44 |
4/11 |
16.79-18.52 |
17.74 |
2/3 |
16.21-17.56 |
16.89 | ||||||
Пластовая температура |
0С |
4/13 |
44.6-49.7 |
47.9 |
4/11 |
42.4-44 |
43.35 |
2/3 |
40.5-42.75 |
41.63 | ||||||
Давление насыщения нефти газом |
МПа |
4/13 |
17.06-20.4 |
19.25 |
4/11 |
15.6-18.47 |
17.35 |
2/3 |
15.9-17.56 |
16.73 | ||||||
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях |
м3/т |
4/13 |
73.2-90.9 |
83.98 |
3/6 |
81.6-94.6 |
88.8 |
2/3 |
90.1-96.8 |
93.45 | ||||||
Плотность пластовой нефти |
г/см3 |
4/13 |
0.779-0.79 |
0.782 |
4/11 |
0.767-0.812 |
0.781 |
2/3 |
0.772-0.773 |
0.773 | ||||||
Плотность сепарированной нефти |
г/см3 |
4/13 |
0.856-0.862 |
0.859 |
3/6 |
0.848-0.851 |
0.849 |
2/3 |
0.847-0.854 |
0.851 | ||||||
Вязкость пластовой нефти |
мПа*с |
4/13 |
1.8-3.66 |
2.17 |
3/6 |
1.23-2.00 |
1.59 |
1/2 |
1.68 | |||||||
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях |
доли ед. |
4/13 |
1.151-1.180 |
1.169 |
3/6 |
1.113-1.189 |
1.161 |
2/3 |
1.176-1.183 |
1.180 | ||||||
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти |
1/МПа*10-5 |
3/7 |
100-171 |
144.7 |
2/4 |
103.4-145 |
124.2 |
1/2 |
151 | |||||||
Температура насыщения парафином |
0С |
- Закінчений та незакінчений злочин
- Заклади громадського харчування
- Закладка виноградника и уход за ним
- Закладка виноградника и уход за ним
- Закладка виноградника и уход за ним
- Закладка и устройство многолетних садовых насаждений в республике Мордовия
- Закладка промышленного сада в Ленинградской области
- Заканчивание скважин
- Заканчивание скважин
- Заканчивание скважины
- Заканчивание скважины
- Заканчивание эксплуатационной скважины глубиной 4060 метров на Астраханском газоконденсатном месторождении
- Закат карьеры и итоги реформаторской деятельности М.М Сперанского
- Закачивания скважин