logo
Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта для интенсификации притока жидкости на Майском нефтяном месторождении Томской области

2.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды

Пласт Ю13-4

Исследование и анализ физико-химических свойств углеводородов пласта Ю13-4 Майского месторождения проводились на устьевой пробе в скважине 392Р (таблица 2.5.).

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

легкую (плотность нефти в поверхностных условиях 843 кг/м3)

малосернистую (содержание серы - 0,3%)

смолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ - 5,8%)

высокопарафинистую (содержание парафинов - 7,73%)

с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350єC составляет 61%).

Нефть относится к 1 классу и 1 типу по ГОСТ Р 51858-2002.

Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождениям аналогам Томской области. В качестве месторождений аналогов были выбраны месторождения, где объектом разработки является пласт Ю13-4: Двуреченское, Лесмуровское, Моисеевское и Крапивинское.

Данные по компонентному составу и свойствам пластовой нефти пласта Ю13-4 Майского месторождения отсутствуют. Свойства пластовой нефти были усреднены по выбранным месторождениям. Принятые физические свойства приведены в таблицах 2.6 и 2.7 Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Била для вязкости. Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 35,5 г/л по месторождениям аналогам. [5].

Для гидродинамического моделирования физико-химические свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по эмпирическим корреляциям Маккейна и Михана на основе принятой минерализации (таблица 2.6.).

Таблица 2.5 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти (Объекта Ю13-4)

Наименование

Пласт Ю13-4

Количество

исследованных

Среднее

значение

скважин

проб

1

2

3

4

Вязкость, мПа·с

при 20° С

1

1

8,9

50° С

1

1

6,8

Температура застывания,°С

1

1

+5,1

Температура насыщения парафином,°С

-

-

-

Массовое

содержание, %

Серы

1

1

0,30

Смол силикагеновых

1

1

4,89

Асфальтенов

1

1

0,91

Парафинов

1

1

7,73

Солей

-

-

-

Воды

-

-

-

Мехпримесей

1

1

0,18

Температура плавления парафина,°С

-

-

-

Объемный

выход

фракций, %

н. к. - 100° С

1

1

5

до 150° С

1

1

17

до 200° С

1

1

27

до 300° С

1

1

50

до 350° С

1

1

61

Таблица 2.6 - Свойства нефти и воды (Объекта Ю13-4)

Наименование

пласт Ю13-4

Рекомендуемое

значение

1

2

А)

Нефть

Давление насыщения газом, МПа

6,3

Газосодержание, м3/т

44,52

Объемный коэффициент, доли ед.

1, 1905

Плотность, кг/м3

843

Вязкость пластовой нефти, мПа·с

1,41

Температура застывания,°С

+5,1

Б)

Пластовая вода

Объемный коэффициент, доли ед.

1,019

Общая минерализация, г/л

35,5

Плотность, кг/м3

1024,3

Таблица 2.7 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (Объекта Ю13-4)

Пласт Ю13+4

При однократном

разгазировании

пластовой нефти в стандартныхх условиях

При дифферен-циальном разгазировании

пластовой нефти в

рабочих условиях

Пластовая нефть

выделив-

шийся газ

нефть

выделив-

шийся газ

нефть

%%

%%

%%

%%

%%

моль

моль

моль

моль

моль

1

2

3

4

5

6

Сероводород

-

-

-

-

-

Углекислый газ

1,85

0

1,98

0,05

0,55

Азот + редкие

2,88

0

3,13

0,00

0,84

В т. ч. гелий

метан

56,34

0,12

61,99

0,07

15, 19

этан

9,83

0,31

10,37

0,39

2,95

пропан

15,51

2,01

13,47

3, 19

5,90

изобутан

3,26

1,06

1,75

2,26

2,38

н. бутан

6,42

3,45

4,87

3,44

3,61

изопентан

1,61

2,37

0,75

2,84

2,36

н. пентан

1,51

3,25

1,03

3,13

2,59

гексаны + остаток

0,81

87,45

0,67

84,66

63,64

Молекулярная масса

27,461

174,70

24,25

168,3

122,9

Плотность

-

-

-

-

-

- газа, кг/м3

1, 208

-

1,101

-

-

- газа относительная

(по воздуху), д. ед.

-

-

-

-

-

1,002

-

0,914

-

-

- нефти, кг/м3

-

853,7

-

822,5

775,6

Пласт Ю14-15

Исследование и анализ физико-химических свойств и состава углеводородов пласта Ю14-15 Майского месторождения проводились на поверхностной пробе в скважине 392Р (таблица 2.8.).

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

особо легкую (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 797,4 кг/м3)

не сернистую (отсутствует)

малосмолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ - 3,3%)

высокопарафинистую (содержание парафинов - 17,78%)

с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350єC составляет 57%).

Нефть относится к 1 классу и 0 типу по ГОСТ Р 51858-2002.

Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождению аналогу - Фестивальному. Анализ физико-химических свойств нефти Фестивального месторождения был проведен на двух глубинных пробах в скважине 252.

Свойства пластовой нефти данного месторождения приведены в таблицах 2.9 и 2.10. Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Васкеза-Бегза для вязкости. Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 36 г/л как максимум по горизонту Ю1. Для гидродинамического моделирования физико-химические свойства нефти и воды в зависимости от давления были рассчитаны по корреляциям МакКейна и Михана (таблица 2.9.).

Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят определить физико-химические свойства нефти, газа и воды. [5].

Таблица 2.8 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти (Объекта Ю14-15)

Наименование

Пласт Ю14-15

Количество

исследованных

Среднее

значение

скважин

проб

1

2

3

4

Вязкость, мПа·с

при 20° С

1

1

35,3

50° С

1

1

3,9

Температура застывания,°С

1

1

+16,9

Температура насыщения парафином,°С

-

-

-

Массовое

содержание, %

Серы

1

1

отс.

Смол силикагеновых

1

1

1,72

Асфальтенов

1

1

1,58

Парафинов

1

1

17,78

Солей

-

-

-

Воды

-

-

-

Мехпримесей

1

1

1, 20

Температура плавления парафина,°С

-

-

-

Объемный

выход

фракций, %

н. к. - 100° С

1

1

6

до 150° С

1

1

18

до 200° С

1

1

28

до 300° С

1

1

50,3

до 350° С

1

1

57

Таблица 2.9 - Свойства нефти и воды (Объекта Ю14-15)

Наименование

пласт Ю14-15

Рекомендуемое

значение

1

2

А)

Нефть

Давление насыщения газом, МПа

17,53

Газосодержание, м3/т

236

Объемный коэффициент, доли ед.

1,25

Плотность, кг/м3

797,4

Вязкость пластовой нефти, мПа·с

0,91

Температура застывания,°С

+16,9

Б)

Пластовая вода

Объемный коэффициент, доли ед.

1,026

Общая минерализация, г/л

36

Плотность, кг/м3

1024,7

Таблица 2.10. - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (Объекта Ю14-15)

Пласт Ю14-15

При однократном разгазировании

пластовой нефти в стандартных условиях

Пластовая нефть

выделившийся газ

нефть

%%

%%

%%

моль

моль

моль

1

2

3

6

Сероводород

-

-

-

Углекислый газ

1,70

0

1, 19

Азот + редкие

2,28

0

1,59

в т. ч. гелий

метан

66,73

0,05

46,56

этан

9,53

0,26

6,73

пропан

8,65

1,1

6,36

изобутан

2,81

1,04

2,27

н. бутан

3,95

2,44

3,49

изопентан

1,39

2,34

1,68

н. пентан

1,28

3,22

1,87

гексаны + остаток

1,68

89,55

28,26

Молекулярная масса

26,124

214

82,95

Плотность

-

-

-

- газа, кг/м3

1,09

-

-

- газа относительная

(по воздуху), д. ед.

-

-

-

0,905

-

-

- нефти, кг/м3

-

800,7

604,9