2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
Физико-химическая характеристика нефтей пласта Ач4 изучена только по трем поверхностным пробам, отобранным в трёх скважинах. На основании этих данных нефти обладают средней плотностью 0,858 г/см3, средней вязкостью - 4,5 мПа*с при Т=500С и 6,5 мПа*с при Т=200С, являются малосернистыми (S=0,31%), малосмолистыми (См=1,11%), среднеасфальтенистыми (Асф=13,5%) и парафиновыми (Пр=4,8%), выход светлых фракций, выкипающих при 3000С, составляет от 33 до 72%.
Растворённый в этих нефтях газ имеет метановый состав - содержание СН4 в газе пласта Ач4 - 84,58%, головные углеводороды содержатся в следующих средних количествах соответственно: этан - 18,27 и 7,01%, пропан - 8,26 и 3,30%, бутаны - 1,34 и 0,44%. Газ малоазотистый (N=2,06-1,68%), с небольшим содержанием двуокиси углерода - менее 0,65%, гелий содержится в некондиционном количестве, сероводород не обнаружен.
Нефти пластов Ю11 и Ю2 во многом имеют идентичную физико-химическую характеристику. По данным 5 поверхностных проб, отобранных из 4-х скважин, эти нефти являются лёгкими - средняя плотность составляет 0,828-0,806 г/см3, маловязкими - вязкость при Т=20 и 500С определена равной соответственно 4,0-1,8 и 2,2-1,1 мПа·с, малосернистыми (S<0,25%), малосмолистыми (См< 0,51%), парафиновыми (Пр=3,4%), с высоким выходом (56-85%) светлых фракций, выкипающих при 3000С.
Растворенный в нефтях газ по анализу устьевых проб имеет метановый состав - среднее содержание СН4 в газе пласта Ю11 составляет 79,8%, пласта Ю2 - 71,2%, соответствующим оказалось и распределение головных углеводородов: в первом случае этана-8,39%, пропана - 4,22%, бутанов - 4,88%, во втором - 11,95; 5,98 и 4,11%. Газ обоих объектов характеризуется повышенным (относительно растворённого газа пластов Ач3, Ач4) содержанием азота - 6,66 и 4,07% и двуокиси углерода - 1,47 и 0,69%, гелий содержится в некондиционных концентрациях, сероводород не обнаружен.
Суммарные величины начальных геологических запасов нефти всего месторождения определены равными 806092 тыс.т, в том числе 597537 тыс. т по категории С1 и 208555 тыс. т - категории С2. Наибольшие запасы нефти категории С2 связаны с пластами юрских отложений: Ю11 -33420 тыс.т (16,0%), Ю2 - 13416 тыс.т, ачимовской толщи: Ач4 - 24047 тыс.т.
Специальные гидрогеологические исследования на изучаемой территории не проводились. Изучение компонентного состава и физико-химических свойств пластовых вод базировалось на анализе их проб, отобранных в процессе опробования поисково-разведочных скважин Северо-Комсомольского месторождения, а также соседних Комсомольского и других месторождений.
Всего было выполнено 55 анализов проб пластовых вод, отобранных из 49 скважин по методикам, предусмотренным ГОСТ 18826-73, ГОСТ 4386-81, ГОСТ 4389-72 и инструкцией к ГОСТ 2874-82.
- Введение
- 1. Общая часть
- 1.1 Характеристика района работ
- 1.2 История освоения месторождения
- 2. Геологическая часть
- 2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения
- 2.2 Характеристика продуктивных пластов (объектов)
- 2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
- 3. Технологическая часть
- 3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
- 3.2 Динамика основных показателей разработки месторождения
- 3.3 Контроль за разработкой месторождения
- Раздел 3. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.
- I. Разработка нефтяных месторождений:
- 2.2. Разработка нефтяных месторождений.
- Системы разработки нефтяных месторождений
- Лекции по разработке нефтяных месторождений.
- Разработка нефтяных и газовых месторождений.
- Промышленная разработка нефтяных месторождений Ввод нефтяных месторождений (залежей) в промышленную разработку