ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.02.2024
Просмотров: 23
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
9 и глинистые пачки: сармановскую (над пластом БС8), правдинскую (над пластом БС6) и пимскую (над пластом БС1). Пласты и пачки данной свиты характеризуются как наиболее выдержанные по литолого-гранулометрическому составу в неокомской части разреза. Толщина свиты - 230-250 м.
Сангопайская свита включает песчаные пласты группы АС (АС4-АС8) и содержит наибольший процент песчаного материала в неокомской части разреза. Разрез характеризуется большим количеством тонких прослоев, в большинстве случаев, не выдержанных по простиранию. Толщина свиты - 120-160 м.
Алымская свита представлена преимущественно глинистыми породами темно-серого цвета. Отмечаются включения линз и тонких прослоев алевролитов. В целом седиментация происходила в сильно опресненном морском бассейне. В нижней части свиты встречаются песчаные линзы, к которым приурочена группа пластов АС1-3. Толщина – 85-125 м.
Разрез нижнего мела завершают отложения покурской свиты. В ее составе выделяют две подсвиты. Нижняя является более глинистой. Она представлена аргиллитоподобными глинами, с массивной текстурой. В составе отложений верхнепокурской свиты доминируют кластогенные образования. Песчаники и алевролиты, в целом, имеют минеральный состав, характерный для более молодых пород, но в их составе отмечается обильное содержание углистого вещества и включений сидерита. Толщина свиты около 800 м.
Отложения кузнецовской свиты приурочены к нижней части верхнемелового отдела. В ее составе преобладают тонкоотмученные глинистые породы с низким значением акустического импеданса. Отложения кузнецовской свиты характеризуются достаточно высокой выдержанностью по площади и разрезу. Толщина свиты изменяется от 13 до 26 м.
Выше залегают отложения березовской свиты, которая разделяется на две части. Нижняя подсвита представлена, в основном, плотными слабоглинистыми опоками и алевритистыми глинами. Верхнеберезовская подсвита представлена глинами, содержащими редкие прослои опок. Толщина свиты – 130-150 м.
Разрез меловой системы завершают отложения ганькинской свиты, представленные известковистыми глинами, участками, переходящими в мергели. Толщина свиты – 95-130 м.
В составе палеогеновой системы выделяют морские отложения талицкой, люлинворской и тавдинской (или чеганской) свит, а также осадки континентального генезиса, слагающие атлымскую, новомихайловскую и журавскую (или туртасскую) свиты.
Талицкая свита сложена монтмориллонитовыми глинами с редкими включениями алевролитового материала в кровельной части. Толщина свиты – 90-120 м.
Люлинворской свита представлена толщей глин. В нижней части свиты преобладают опоковидные глины, в верхней – диатомитовые. Толщина свиты колеблется в диапазоне 185-210 м.
Тавдинская свита представлена глинами с листоватой текстурой. Толщина свиты около 170 м.
Атлымская свита сложена кварцевыми разнозернистыми песками с прослоями и линзами песчаных глин. Толщина свиты – 100 м.
Новомихайловская свита представлена неравномерным чередованием песков, алевритов, глин. Толщина свиты – 65-100 м.
Журавская свита представлена кварцевыми песками и алевритами, содержащими включения глауконита. Толщина свиты – 40-70 м.
Отложения неогеновой системы представлены чередованием песков и алевролитов, суглинков, глин. Общая толщина осадков достигает 80-100 м.
Отложения четвертичной системы представлены аллювиальными и озерно-аллювиальными песками, глинами и торфами. Толщина - 30-70 м.
Результаты исследований пластовой нефти при однократном и ступенчатом разгазировании, компонентные составы пластовой нефти и газа, результаты исследований поверхностных проб нефти приведены ниже (Таблица - Таблица ).
Таблица 1.2 - Свойства пластовой нефти Южно-Ягунского месторождения по результатам ступенчатой сепарации
По Классификации ГКЗ РФ нефть Южно-Ягунского месторождения относится к легким (плотность в пластовых условиях 744-790 г/см3), маловязким (средняя вязкость в пластовых условиях 1.1-1.94 мПа*с), сернистым (0.71-0.90% масс), малосмолистым (содержит до 9.0% смол), малопарафинистым (2.32-2.86%). Для нефтей характерно преобладание нормального бутана над изобутаном (в 3.4 раза) и в меньшей степени нормального пентана над изопентаном (в 1.8 раза). Нефтяной газ жирный. Отношение этана к пропану меньше единицы, что характерно для газа нефтяных залежей. Содержание азота, диоксида углерода и других неуглеводородных компонентов в газе незначительное и, как правило, в сумме не превышает 2.5% объемных. Молярная концентрация гелия в растворенном нефтяном газе относительно низкая, что характерно для района в целом.
Наиболее тяжелая нефть в пласте БС111 (молекулярная масса 157), самая легкая в пластах БС112 и ЮС11 (молекулярная масса соответственно 134.8 и 119.14). Молярная доля метана составляет примерно 19% (пласты БС101 и БС102) и 20-23% (пласты БС112 и ЮС11), суммарное количество углеводородов (УВ) С2Н6 – С5Н12 – 18.6-26.5%.
Количество легких углеводородов СН4-С5Н12, растворенных в разгазированных нефтях, составляет 10-15%.
По всем этим показателям нефть Южно-Ягунского месторождения является типичной для нефтяных месторождений Среднего Приобья. Для Южно-Ягунского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. Практически во всех случаях по мере уменьшения глубины залегания пластов снижаются пластовые давления и температуры. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 8.5-10.6 МПа.
Всем пластам свойственна одна и та же закономерность изменения свойств пластовых нефтей: от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта снижаются газовый фактор, давление насыщения, возрастает плотность и вязкость нефти. Газосодержание нефти в пластах группы БС10 и в пласте БС111 низкое, в пластах БС112 и ЮС11 – повышенное.
Таблица 1.3 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Южно-Ягунского месторождения
Сангопайская свита включает песчаные пласты группы АС (АС4-АС8) и содержит наибольший процент песчаного материала в неокомской части разреза. Разрез характеризуется большим количеством тонких прослоев, в большинстве случаев, не выдержанных по простиранию. Толщина свиты - 120-160 м.
Алымская свита представлена преимущественно глинистыми породами темно-серого цвета. Отмечаются включения линз и тонких прослоев алевролитов. В целом седиментация происходила в сильно опресненном морском бассейне. В нижней части свиты встречаются песчаные линзы, к которым приурочена группа пластов АС1-3. Толщина – 85-125 м.
Разрез нижнего мела завершают отложения покурской свиты. В ее составе выделяют две подсвиты. Нижняя является более глинистой. Она представлена аргиллитоподобными глинами, с массивной текстурой. В составе отложений верхнепокурской свиты доминируют кластогенные образования. Песчаники и алевролиты, в целом, имеют минеральный состав, характерный для более молодых пород, но в их составе отмечается обильное содержание углистого вещества и включений сидерита. Толщина свиты около 800 м.
Отложения кузнецовской свиты приурочены к нижней части верхнемелового отдела. В ее составе преобладают тонкоотмученные глинистые породы с низким значением акустического импеданса. Отложения кузнецовской свиты характеризуются достаточно высокой выдержанностью по площади и разрезу. Толщина свиты изменяется от 13 до 26 м.
Выше залегают отложения березовской свиты, которая разделяется на две части. Нижняя подсвита представлена, в основном, плотными слабоглинистыми опоками и алевритистыми глинами. Верхнеберезовская подсвита представлена глинами, содержащими редкие прослои опок. Толщина свиты – 130-150 м.
Разрез меловой системы завершают отложения ганькинской свиты, представленные известковистыми глинами, участками, переходящими в мергели. Толщина свиты – 95-130 м.
В составе палеогеновой системы выделяют морские отложения талицкой, люлинворской и тавдинской (или чеганской) свит, а также осадки континентального генезиса, слагающие атлымскую, новомихайловскую и журавскую (или туртасскую) свиты.
Талицкая свита сложена монтмориллонитовыми глинами с редкими включениями алевролитового материала в кровельной части. Толщина свиты – 90-120 м.
Люлинворской свита представлена толщей глин. В нижней части свиты преобладают опоковидные глины, в верхней – диатомитовые. Толщина свиты колеблется в диапазоне 185-210 м.
Тавдинская свита представлена глинами с листоватой текстурой. Толщина свиты около 170 м.
Атлымская свита сложена кварцевыми разнозернистыми песками с прослоями и линзами песчаных глин. Толщина свиты – 100 м.
Новомихайловская свита представлена неравномерным чередованием песков, алевритов, глин. Толщина свиты – 65-100 м.
Журавская свита представлена кварцевыми песками и алевритами, содержащими включения глауконита. Толщина свиты – 40-70 м.
Отложения неогеновой системы представлены чередованием песков и алевролитов, суглинков, глин. Общая толщина осадков достигает 80-100 м.
Отложения четвертичной системы представлены аллювиальными и озерно-аллювиальными песками, глинами и торфами. Толщина - 30-70 м.
1.3 Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды
Результаты исследований пластовой нефти при однократном и ступенчатом разгазировании, компонентные составы пластовой нефти и газа, результаты исследований поверхностных проб нефти приведены ниже (Таблица - Таблица ).
Таблица 1.2 - Свойства пластовой нефти Южно-Ягунского месторождения по результатам ступенчатой сепарации
| Наименование | Индекс пласта | ||||
| БС101 | БС102 | БС111 | БС112 | ЮС11 | |
| Пластовое давление, МПа | 21.2 | 22.8 | 22.6 | 23.3 | 28.2 |
| Пластовая температура, 0С | 71 | 76 | 79.5 | 79 | 85.3 |
| Давление насыщения, МПа | 8.7 | 8.5 | 9.3 | 10.6 | 9.3 |
| Газосодержание, м3/т | 62.8 | 59 | 66.1 | 88.3 | 105 |
| Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т | 40 | 40 | 50 | 72 | 79 |
| Объемный коэффициент | 1.18 | 1.21 | 1.21 | 1.26 | 1.282 |
| Плотность нефти, кг/м3 | 785 | 790 | 772 | 754 | 744 |
| Объемный коэффициент при условиях сепарации | 1.11 | 1.11 | 1.14 | 1.2 | 1.21 |
| Вязкость нефти, МПа*с | 1.61 | 1.97 | 1.64 | 1.1 | 0.83 |
| Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4 | 12.7 | 12.2 | 12 | 14 | 16 |
| Плотность нефти при условии сепарации, кг/м3 | 853 | 853 | 849 | 838 | 830 |
По Классификации ГКЗ РФ нефть Южно-Ягунского месторождения относится к легким (плотность в пластовых условиях 744-790 г/см3), маловязким (средняя вязкость в пластовых условиях 1.1-1.94 мПа*с), сернистым (0.71-0.90% масс), малосмолистым (содержит до 9.0% смол), малопарафинистым (2.32-2.86%). Для нефтей характерно преобладание нормального бутана над изобутаном (в 3.4 раза) и в меньшей степени нормального пентана над изопентаном (в 1.8 раза). Нефтяной газ жирный. Отношение этана к пропану меньше единицы, что характерно для газа нефтяных залежей. Содержание азота, диоксида углерода и других неуглеводородных компонентов в газе незначительное и, как правило, в сумме не превышает 2.5% объемных. Молярная концентрация гелия в растворенном нефтяном газе относительно низкая, что характерно для района в целом.
Наиболее тяжелая нефть в пласте БС111 (молекулярная масса 157), самая легкая в пластах БС112 и ЮС11 (молекулярная масса соответственно 134.8 и 119.14). Молярная доля метана составляет примерно 19% (пласты БС101 и БС102) и 20-23% (пласты БС112 и ЮС11), суммарное количество углеводородов (УВ) С2Н6 – С5Н12 – 18.6-26.5%.
Количество легких углеводородов СН4-С5Н12, растворенных в разгазированных нефтях, составляет 10-15%.
По всем этим показателям нефть Южно-Ягунского месторождения является типичной для нефтяных месторождений Среднего Приобья. Для Южно-Ягунского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. Практически во всех случаях по мере уменьшения глубины залегания пластов снижаются пластовые давления и температуры. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 8.5-10.6 МПа.
Всем пластам свойственна одна и та же закономерность изменения свойств пластовых нефтей: от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта снижаются газовый фактор, давление насыщения, возрастает плотность и вязкость нефти. Газосодержание нефти в пластах группы БС10 и в пласте БС111 низкое, в пластах БС112 и ЮС11 – повышенное.
Таблица 1.3 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Южно-Ягунского месторождения
| Наименование параметров | Пласт БС101 | Пласт БС102 | Пласт БС111 | Пласт БС112 | Пласт ЮС11 | |||||
| диапазон значений | среднее значение | диапазон значений | среднее значение | диапазон значений | среднее значение | диапазон значений | среднее значение | диапазон значений | среднее значение | |
| Плотность при 20 0С, кг/м3 | 0.851-0.880 | 0.867 | 0.830-0.881 | 0.869 | 0.849-0.869 | 0.856 | 0.833-0.878 | 0.853 | 0.820-0.854 | 0.833 |
| Вязкость, мПа*с: | | |||||||||
| при 200С | 7.44-23.42 | 14.94 | 4.72-22.45 | 14.2 | 8.82-14.79 | 10.8 | 5.21-23.03 | 10.0 | 3.36-10.56 | 5.46 |
| при 500С | 4.51-8.67 | 6.5 | 2.39-8.39 | 5.6 | 3.47-6.11 | 4.7 | 2.54-7.28 | 4.08 | 1.86-9.52 | 3.12 |
| Молярная масса, кг/кмоль | 192.0-238.0 | 222.5* | 206.0-243.0 | 218.8* | 194.0-209.0 | 200.5* | 191.8-234.3 | 207.7 | 196.5-226.2 | 211.4* |
| Температура застывания, 0С | (-6) – (-22) | - | +1 | - | -1 | - | 0 | - | (-3) – (35) | - |
| Массовое содержание, %: | | |||||||||
| серы | 0.48-1.02 | 0.8 | 0.74-1.41 | 0.91 | 0.38-0.88 | 0.71 | 0.37-1.15 | 0.68 | 0.35-0.63 | 0.45 |
| смол силикагелевых | 4.97-12.08 | 7.39 | 3.47-12.66 | 9.0 | 5.13 | 6.6 | 2.68-18.21 | 6.75 | 1.93-11.95 | 5.34 |
| асфальтенов | 0.7-4.4 | 3.53 | 1.08-6.24 | 3.6 | 0.33-3.21 | 1.89 | 0.6-4.5 | 1.72 | 0.3-1.4 | 0.72 |
| парафинов | 1.31-3.51 | 2.34 | 1.91-3.87 | 2.86 | 1.73-2.99 | 2.5 | 0.77-3.93 | 2.78 | 1.67-4.04 | 2.63 |
| Температура насыщения нефти парафином, 0С | 15.4-26.6 | 21.3* | 24.4-29.2 | 26.2* | 20.3-27.6 | 25.4* | 17.9-29.2 | 24.6* | 21.6-29.5 | 24.7* |
| Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %: | | |||||||||
| до 1000С | 4-6.5 | 5.79 | 1.5-11 | 5.2 | 2-7 | 4.75 | 0.8-13.4 | 5.9 | 3-13.2 | 9.2 |
| до 1500С | 7.2-18 | 13.8 | 10-19.5 | 15.4 | 12-18 | 15.7 | 7.3-25.3 | 16.8 | 13-26 | 21.6 |
| до 2000С | 18.5-31.5 | 24 | 18-36 | 25.7 | 21-29.5 | 25.8 | 17.8-35 | 27.4 | 25-37.1 | 32.7 |
| до 3000С | 38.5-68 | 46.7 | 38-62 | 47.4 | 43.5-51 | 47.9 | 40.1-61 | 49.3 | 46-62 | 54.2 |
| Технологический шифр (по ГОСТ 912-66) | II Т1П2 | II Т1П2 | II Т1П2 | II Т2П2 | I Т1П2 | |||||
| Количество исследованных проб | 17 | 31 | 10 | 50 | 21 | |||||
