Файл: 1. 1 Черты и этапы развития нефтяной и газовой промышленности.rtf

Таблица 2.2 - Свойства пластовой нефти Муравленковского месторождения

ПАРАМЕТРЫ	Индекс пласта деке пла ста
	БС10-1	БС10-2	БС11
Газосодержание, м3/т	69	58	70
Плотность нефти, кг/м3	779	790	780
Коэффициент упругости, 1/Мпа х10-4	13	11,80	13,40
Пластовое давление, Мпа	24,8	24,6	25.2
Объемный коэффициент при сепарации	1,148	1,123	1,139
Плотность нефти при сепарации, кг/м3	850	850	847
Вязкость нефти, кг/м3	1,30	1,38		1,20
Пластовая температура, °С	81	82		84
Объемный коэффициент	1,179	1,152		1,185
Газовый фактор при сепарации, м3/т	58	50		56
Давление насыщения, МПа	11,2	9,2		10,6

---

2.4 Свойства и состав пластовых нефти, газа и воды.

На месторождении пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-З м и ВПД-300 из фонтанирующих скважин при режимах обеспечивающих приток нефти к точке отбора в одноразовом состоянии.

Методическое обеспечение работ проводились в соответствии с требованиями отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 "Нефть. Типовые исследования пластовой нефти".

Поверхностные пробы отбирались с устья добывающих скважин. Исследования их проводились в объеме необходимом для подсчета запасов нефти по действующим государственным стандартам и методикам, согласно перечню физико-химических характеристик, определяемых для поверхностных нефтей. Комплексный состав, пластовых разгазированных нефти и нефтяного газа, определялся методами газожидкостной хроматографии, на приборах типа ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, ВАРИАН-3700.

Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) раз газировании пластовых нефтей.

Отбор и исследование нефтей проводились институтом СибНИИНП, центральной лабораторией Главтюменьгеология и службами института УКР ГИПРОНИИнефтъ.

Глубинные и поверхностные пробы нефтей на Муравленковском месторождении отобраны у пластов ВС 10-1; ВС 10-2; ВС 11, из пласта ВС 12 только поверхностные пробы.

Физические свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования. Средние значения свойств пластовых нефтей приведены в таблице 2.2. Результаты экспериментальных исследований позволяют достаточно полно определить основные характеристики пластового фонда.

На основании выполненных исследований следует, что для нефтей Муравленковского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей не имеющих выхода на поверхность и окруженных законтурной водой. При погружении залежей пластовое давление и температура повышаются. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление их насыщения значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 9-11 мПа. Всем залежам свойственна закономерность в изменении физических свойств пластовых нефтей.

---

Давление насыщения, газосодержания, усадка нефти от сводовых частей к зонам ВНК уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

Данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют, что неоднородность нефтей в пределах залежей незначительная. Так газосодержание изменяется в предела 58 – 70 м³/г, плотность пластовой нефти 780-790 кг/м³, вязкость 1,2-1,38 мПа*с.

В таблице 4 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, пластовой и разгазировоной нефтей пластов БС 10-1, БС 10-2, БС 11. пластовые нефти всех пластов довольно близки между собой по составу. Молярная доля метана в них составляет 24,67 – 25,40 %. Нефть пласта БС 10-2 несколько тяжелее, её молярная масса 147 г/моль, содержание углеводородов С2Н2-С5Н12 состовляет13,46 %, а в пласте БС 10-1 молярная масса 136 г/моль, сумма JВ С₂Н₂ – С₅Н₁₂ – 15,28 %, в пласте БС 11 138 и 15,68 соответственно. Количество лёгких углеводородов JВ СН₄ – С₅Н₁₂ растворённых разгазированных нефтях составляет 7,9-11,2%.

Нефтяной газ стандартной сепарации жирный в нефти пласта БС 10-2 (коэффициент жирности 27), и высокожирный в нефти пластов БС 10-1 и БС 11 (коэффициент жирности 42). Молярная доля метана составляет соответственно 77,63;69,54;69,81%. Отношение содержания этана к пропану 0,5 – 0,8, характерные для газов нефтяных залежей. Количество тяжёлых углеводородов С6Н14 + высшие 0,46 – (БС 10-2), 1,5% - (БС-11). Содержание СО₂ незначительно, азота не превышает 1,5 %.

Поверхностные нефти всех пластовмалосернистые, парафинистые, маловязкие, лёгкие с выходом фракций до 350 градусов, больше 55 %.

Технологический шифр нефтей – 1Т1П2.

На Муравленковском месторождении гидрогеологические исследования проведены в шестнадцати скважинах. Изучены в основном краевые воды, связанные с продуктивными пластами (неокомский, сеноманский) соответственно 4 и 3 водоносные комплексы.

Воды четвёртого водоносного комплекса хлорокальциевого и гидрокарбонатно – натриевого типа. Минерализация вод неокомского комплакса изменяется от 13,7 до 16,9 г/л. ыв водах рассматриваемого комплекса преобладают ионы хлора (7,9 – 9,4 г/л) и натрия (4,9-6,1 г/л), количество НСО – 3 иона. В водах комплекса определены ионы Са и Мg, концентрация которых соответственно изменяется от 158 до 760 мг/л и от 2 до 24 мг/л.

---

Сульфат ионы присутствуют в очень незначительных количествах или отсутствуют. Из микроэлементов в водах присутствуют J – (6,75 – 16,92 мг/л), Br – (30,86 – 48,94 мг/л).

Подземные воды повсеместно насыщены углеводородным газом. Содержание метана составляет 74,5 – 92,9%, тяжёлых углеводородов 95 – 23,1 %, азота - 2,2 – 10,9%, углекислого газа 0,12 – 0,95%, в небольших количествах отмечается гелий и аргон, Н₂S отсутствует. Вода имеет слабощелочную реакцию (РН = 6,5 – 7,7).

Воды третьего водоносного комплекса хлорокальциевого типа с миенрализацией натрия (3,7 – 7,4г/л), кальция иона 250 – 620мг/л, магний иона 61 – 158,5 мг/л. Количество брома изменяется от 43 до 57 мг/л, йода от 4,3 до 18,7 мг/л. Сульфат – ион в водах отсутствует. Вода имеет слабощелочную реакцию (РН = 6,2 – 8,9).

Газ, растворенный в водах, преимущественно метанового состава. Содержание метана 97,2%, тяжелых JB менее 1% , азота 2,4%, СО; - 0,04%.

Таблица 2.3 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти Муравленковского месторождения.

Наименование	Пласт БС 10-1						Плас товая нефть
	При однократном разгазировании пластовой нефти			При дифференциальном разгазировании пластовой нефти
1	2		3	4		5	6
	Выделившийся газ		Нефть	Выделившийся газ		Нефть
Углекислый газ	0.22		0.00	0.24		0.00	0.07
Азот + редкие	1.28		0.00	1.43		0.00	0.45
Метан	69.54		0.08	81.07		0.10	25.40
Этан	4.02		0.06	4.39		0.27	1.55
1	2		3	4		5	6
Пропан	8.38		0.52	6.07		2.17	3.38
Изобутан	5.40		0.94	2.51		2.65	2.61
Норм. бутан	6.04		1.96	2.52		3.90	3.47
Изопентан	2.08		1.93	0.64		2.66	2.03
Норм. пентан	1.80		2.46	0.56		3.01	2.24
Гексаны	-		-	-		-	-
Гептаны	1.24	92.05		0.57		85.24	58.80
Остаток (Св. + вые)	-	-		-		-	-
Молекулярная масса	27.18	201		21.89		188.4	136.4
Плотность газа кг/м3	1.130	-		0.910		-	-
Газа относительная Д.ед.	0.938	-		0.755		-	-
Нефти, кг/м3	-	856		-		850	779
Пласт БС 10-2
Углекислый газ	0.13	0.00		0.00	0.00		0.00
Азот + редкие	1.39	0.00		1.25	0.00		0.37
Метан	11.63	0.29		83.80	0.13		24.67
Этан	4.10	0.14		4.39	0.30		1.48
Пропан	4.94	0.96		4.77	1.83		2.65
Изобутан	4.68	1.70		2.36	2.67		2.57
Норм. бутан	3.88	2.28		1.81	2.97		2.63
Изопнетан	1.64	2.17		0.60	2.60		2.01
Норм. пентан	1.15	2.55		0.49	2.80		2.12
Гексаны	-	-		-	-		-
Гептаны	0.46	89.91		0.53	86.70		61.50
Остаток (Св. + выс)	-	-		-	-		-
Молекулярная масса ..„. ... ...„. „^ . л.. ... .„ ..	24.03	204.7		20.93	199.3		147.1
Плотность газа кг/м3	0.999	-		0.870	-		-
Газаотносительная д.ед.	0.829	-		0.722	-		-
Нефти, кг/м3	-	855		-	850		790
	Пласт	БС11
Углекислый газ	0.22	0.00		0.13	0.00		0.04
Азот + редкие	1.09	0.00		1.26	0.00		0.39
Метан	69.81	0.22		81.21	0.14		24.80
Этан	4.38	0.12		4.68	0.26		1.62
Пропан	7.74	0.82		5.39	1.72		2.94
Изобутан	5.78	1.81		2.83	2.69		2.87
Норм. бутан	5.63	2.57		2.49	3.51		3.35
Иэопнетан	2.09	2.62		0.76	2.91		2.32
Норм. пентан	1.76	3.07		0.66	3.35		2.58
Гексаны	-	-		-	-		-
Гептаны	1.50	88.77		0.59	85.42		59.09
Остаток (Св + выс)	-	-		-	-		-
1	2		3	4		5	6
Молекулярная масса	27.18	198		21.89	194.4		138.2
Плотность газа кг/м3	1.130	-		0.910	-		-
Газаотносительная д.ед.	0938	-		0.755	-		-
Нефти, кг/м3	-	853		-	847		780

---

Таблица 2.4 - Характеристика залежей нефти и газа Муравленковского месторождения.

пласт

залежь

Глуби

Отметка,

Размеры

Высо

Средняя

Раз

Ти

на

м

залежи,

та

толщина, м

мер

п

пласта

км

залеж

ы

за

в своде

и, м

пло

ле

щад

жи

и,%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ГВК

ВНК

нефтена

газона

в

г

сьпцен

сьпцен

о

а

ная

ная

д

3

о

о

н

в

е

о

Ф

u и

т

я

3

н

0

о

н

^ и

Ы

3

о

н

ы

БС12

25

2589

3,4х2,5

14

2,7

6

Пл

75

3,

ас

2

то

во-

св

од

на

я

БС11

251

2596

27,8 х

84,7

12,0

3

Пл

1

18,2

5,

ас

3

то

во-

св

од

на

я

ЗБС10

24

2511

3,8 х 2,8

22

2,6

5

Пл

89

3,

ас

0

то

восв

1

2

3

4

5

6

7

8

9

од

на

я

2БС10

1

251

2528

0,7х1,5

9

1,3

2

Ли

9

8,

то

6

ло

ги

че

ск

«j ИИ

эк

ра

н

2

25

2520

0,7х1,3

12

1,5

4

Ли

08

6,

то

7

ло

ги

че

ск

W

ИИ

эк

ра

н

3

24

2513

18,2х7,2

34

2,1

4

Ли

79

6,

то

3

ло

ги

че

ск

ий

эк

ра

н

4

25

2520

2,0х1,8

16

1,6

1

Ли

04

0

то

0

ло

ги

че

ск

ий

эк

ра

н

1БС10

24

2490

20,1х7,8

41

6,1

3

Пл

49

9.

ас

5

то

во-

св

од

на

я

---