О САЙТЕ
Добро пожаловать!

Теперь вы можете поделиться своей работой!

Просто нажмите на значок
O2 Design Template

ФНГ / Геология / Состав и физико-химические свойства флюидов Илькинского месторождения

(автор - student, добавлено - 19-06-2013, 11:48)

Состав и физико-химические свойства флюидов Илькинского месторождения


Исследование свойств пластовой и поверхностной нефти проводилось в хи­мических лабораториях БашНИПИнефть и НГДУ «Туймазанефть». Расчет средних значений физических параметров пластовых нефтей проводился по шести пробам. Плотность пластовой нефти колеблется от 0,825 до 0,863 г/см3, со­ставляя в среднем 0,857 г/см3. Плотность сепарированной нефти в среднем состав­ляет 0,886 г/см3, мало отличаясь от средней величины плотности нефти по поверхно­стным пробам (0,902 г/см3). Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 8,9 до 12,2 мПа∙с, в сред­нем составляя 10,5 мПа∙с. Вязкость сепарированной нефти пластов в среднем составляет 29,3 мПа×с. По поверхностным пробам ее величина в среднем равняется 50,5 мПа×c. [1]

Физические свойства пластовой нефти пласта Дкн1 по скважинам приведены в таблице 1.10. Пробы из пласта Дкн2 не отобраны.

Таблица 1.10 – Свойства пластовой нефти

Показатели

Скважина № 39 Исм

Скважина № 59 Исм

Интервал перфорации, м

1971,0-1975,0

1925,2-1927,2

Температура пласта, °С

33, 0

35, 0

Давление, МПа

пластовое (принятое)

на глубине отбора

насыщения

 

18,7

12,0

4,7

 

18,7

13,5

6,8

Коэффициент сжимаемости,
10-4 МПа-1

 

6,2

 

7,5

Коэффициент термического расширения,10-4°С

 

7,5

 

7,8

Давление насыщения, МПа

9,9

7,4

Усадка нефти от Рпл,  % (по объему)

 

6,7

 

6,6

Газовый фактор, м3

25

32

Объемный коэффициент
Рпл
Рнас

 

1,081

1,089

 

1,070

1,079

 

Таблица 1.11 – Свойства поверхностной нефти

Показатель

Пласт Дкн1

1

2

Количество проб, шт.

6

Давление пластовое (принятое),  Рпл, МПа

18,8

Давление насыщения,  Рнас, Мпа

5,7

Удельный объем нефти при  Рнас

1,0099

Коэффициент сжимаемости, β∙10-4, Мпа-1

6,8

Коэффициент термического расширения, α∙10-4, 1/°С

7,6

Плотности нефти при Рпл, г/см3

0,857

Плотность нефти при Рнас, г/см3

0,849

Плотность нефти при Р=0, t=20°С, г/см3

0,886

Вязкость нефти при Рпл, мПа∙с

10,5

Вязкость нефти при Рнас, мПа∙с

8,6

Вязкость нефти при Р=0, t=20°С, мПа∙с

29,3

Усадка нефти от Рпл, % (по объему)

6,6

Усадка нефти от Рнас, %

8,0

Объемный коэффициент от Рпл

1,075

Продолжение таблицы 1.11

1

2

Объемный коэффициент от Рнас

1,084

Газовый фактор, массовый, м3

                              объемный, м3/ м3

28,5

28,4

Плотность газа при 20°С и 105Па, кг/м3

1,315

 

Нефть имеет высокую температуру начала кипения (80°С). Плотность и вязкость нефти – 0,902 г/см3 и 56,0 мм2/с соответственно. Массовая доля парафина составляет 3,6 %. Массовая доля выхода бензиновых фракций при нагревании до 300°С составляет 43 %.

Компонентный состав пластовой нефти приведен в таблице 1.12. Необходимо отметить, что компонентный состав пластовой нефти оценивался только по 3 пробам скв. 56 Исм. По скв. 39 Исм компонентный состав пластовой нефти не определялся.

Таблица 1.12 – Компонентный состав газа

Компонент, %

Газ

Разгазированная нефть

Пластовая нефть

CH4

37,88

-

9,32

C2H6

14,90

0,49

4,02

C3H8

20,52

2,73

7,12

C4H10

2,83

1,15

1,58

C5H12

1,94

3,05

2,77

C6H14

1,13

6,77

5,36

 

Состав попутных газов в нефти скв. 56 кыновского горизонта приведен в таблице 1.13. В газе нефти кынов­ского горизонта углекислый газ и сероводород не обнаружены. Отличительной чертой попутного газа нефти Илькинского месторождения является низкое содержание азота (массовая доля – 11,7 %).

Таблица 1.13 – Характеристика попутных газов в нефти Илькинского месторождения

Показатель

Пласт Дкн1

1

2

Количество проб

37

Плотность, г/см3

0,902

Вязкость кинематическая при t=20°С, мм2

56,0

Продолжение таблицы 1.13

1

2

Массовая доля воды, %

3,7

Массовая доля парафина, %

3,6

Массовая доля асфальтенов, %

11,7

Массовая доля силикагелевых смол, %

14,8

Массовая доля акцизных смол, %

66,9

Массовая доля серы, %

2,5

Температура начала кипения,°С

80

Выход фракций (по Энглеру):

массовая доля, % Н.К. – 200°С

массовая доля, % Н.К. – 300°С

 

19,4

42,9

Массовая доля, % остаток

56,9

 

В углеводородной части преобладающими компонентами являются метан, этан, пропан. Массовая доля легких углеводородов по кыновскому горизонту составила 61 %. Из компонентного состава следует, что газы кыновского горизонта жирные. Молярная доля гелия в газах (пласт Дкн1) составляет 0,049 %, то есть содержание гелия в растворенном газе является не кондиционным. Запасы гелия по месторождению не подсчитывались.

Территория Илькинского месторождения находится в пределах Волго-Камского артезианского бассейна, где в мощной зоне осадочного чехла водонепроницаемые породы чередуются с водоупорами, образуя сочетание водоносных горизонтов и комплексов. [1] 

В разрезе выделяются три гидрологических комплекса (таблица 1.14).

Таблица 1.14 – Свойства вод Илькинского месторождения

 

Характеристика

Комплекс

Верхний

Средний

Нижний

Возраст

Четвертичный, верхнепермский

Карбон, верхний девон

Девон

Дебиты источников

30-100 л/мин 

Тип вод

Сульфатно-натриевый

Хлоркальциевый

Хлоркальциевый 

Минерализация

10 г/л

139 г/л

281,13 г/л

Плотность

1,002 г/см3 

1,143 г/см3

1,186 г/см3

Вязкость

1,27 МПа∙с

1,33 МПа∙с

1,38 МПа∙с

 

Водоносные горизонты, приуроченные к песчано-алевролитовым пластам терригенного девона относятся к нижнему гидрогеологическому комплексу. Воды этого комплекса – это высокоминерализованные рассолы, солевой состав которых отражает специфические особенности глубинных вод, залегающих в условиях хорошей гидродинамической закрытости. Минерализация вод колеблется от 277,6420 до 284,6129 г/л при плотности от 1,1829 до 1,1881 г/см3. Сульфатность вод колеблется от 0,0238 до 0,0745 г/дм3.

Содержание микрокомпонентов в водах нижнего комплекса представлено в таблице 1.15

Таблица 1.15 – Ионный состав вод Илькинского месторождения

Компонент

Значение, мг/л

J-

10,5-15,4

B-3

112,4-145,8

Br-

480,3-500,4

Sr-2

370-440

 

С глубиной увеличивается минерализация и плотность вод. С ростом метаморфизации и минерализации вод  наблюдается  переход  их  генетических типов, так, к верхним горизонтам приурочены воды сульфатно-натриевого типа, ниже – воды хлоркальциевого типа. Это свидетельствует о том, что по мере увеличения глубины залегания водоносных горизонтов возрастает их гидродинамическая закрытость.

В целом по Илькинскому месторождению можно отметить, что нефть продуктивного горизонта высокосернистая, парафинистая, смолистая; газы кыновского горизонта жирные; тип вод преимущественно хлоркальциевый с минерализацией до 281,13 г/л.

 

 


Ключевые слова -


ФНГ ФИМ ФЭА ФЭУ Яндекс.Метрика
Copyright 2021. Для правильного отображения сайта рекомендуем обновить Ваш браузер до последней версии!