logo
Анализ эффективности применения мун пластов на Мыхпайском месторождении

1.6 Физико-химические свойства флюидов

Физико-химические характеристики нефти, газа и воды изучались по поверхностным и глубинным пробам, отобранным из скважин в процессе их опробования и эксплуатации. Результаты исследования показали, что нефти продуктивных пластов легкие, маловязкие, малосмолистые, парафиновые, сернистые. Давление насыщения 8-10 МПа, газосодержание 57-104 м3/т в пластовых условиях при однократном разгазировании, 40-94 м3/т при условии промысловой сепарации. Разгазированные нефти по молярной массе изменяются в сторону ее уменьшения. Состав нефтяного газа для пластов различен (таблица 1.1 - 1.4).

Таблица 1.1

Свойства и химический состав воды Мыхпайского месторождения

Параметры

Един. измер.

Объекты

Значения

Минерализация пластовой воды

г/л

АВ1-2

15,6-19,2

БВ8

17,8-21,6

БВ10

23,9-27,1

ЮВ1

30,9-33.2

Вязкость воды

мПа*с

АВ1-2

0,7

БВ8

0,6

БВ10

0,5

ЮВ1

0,5

Плотность воды

т/м3

АВ1-2

1,012

БВ8

1,013

БВ10

1,017

ЮВ1

1,022

1.7 Состояние баланса запасов нефти и газа

Подсчёт запасов нефти и растворенного газа, выполненный институтом СибНИИНП, с утверждением их ГКЗ СССР производился по месторождению трижды:

- в 1965 г. утверждены балансовые запасы по категории С2 по залежам пластов группы АВ в количестве 21720 тыс.т, БВ8 -19960 тыс.т и ЮВ1-3960 тыс.т, суммарно- 45640 тыс.т .);

- в 1974 г. - по категориям С1 и С2 по материалам 18 скважин по пластам АВ1(2), АВ1(3), АВ2(1), БВ8(1-2), БВ10(1), БВ10(2), суммарно С1+С2 в количестве 287007 тыс.т. - балансовые и 125288 тыс.т - извлекаемые (Протокол ГКЗ № 7249 от 30.10.74 г.) [1];

- в 1986 г. балансовые запасы по сравнению с ранее утверждёнными увеличились по категориям В+С1 на 138960 тыс.т (122,6%) (Протокол ГКЗ № 10185 от 20.05.87 г.) [2,3]

Таблица 1.2

Состав пластовой нефти

Наименование

Пласт АВ1-2

Пласт БВ8

Пласт БВ10

Пласт ЮВ1

кол-во исслед. скв.

диапазон изменения

среднее значение

кол-во исслед. скв.

диапазон изменения

среднее значение

кол-во исслед. скв.

диапазон изменения

среднее значение

кол-во исслед. скв.

диапазон изменения

среднее значение

Пластовое давление, МПа

12

15-20

16,9

12

18-23

20,6

7

19-22

21,1

7

19-23

21,2

Пластовая температура, 0С

12

60-73

66

12

70-89

80

7

-

90

7

70-90

85

Давление насыщения, МПа

12

7-11

8,6

12

7-10

8,7

7

8-11

10,2

6

8-11

9,6

Газосодержание, м3/т

12

47-68

56,8

12

59-99

74,9

7

72-105

90,6

7

81-110

104

Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т

3

-

40.4

4

-

54,8

2

-

64

7

-

93,6

Объемный коэффициент

12

1,1-1,2

1,149

12

1,17-1,29

1,215

7

1,18-1,28

1,243

7

1,21-1,28

1,256

Объемный коэффициент при усл. сепарации

3

-

1,109

4

-

1,148

2

-

1,186

7

-

1,23

Плотность нефти, кг/м3

12

719-835

797

16

741-818

774

8

744-783

754

6

720-754

737

Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3

12

856-874

862

16

839-862

852

9

841-857

848

7

820-854

836

Вязкость нефти, мПа*сек

11

1-2

1,66

11

0,8-1,2

1,18

4

0,9-1

0,96

4

0,8-1,4

1,05

Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4

7

7-17

14,49

12

9-13

12,34

7

10-17

11,22

5

11-19

13,51

Плотность газа, кг/м3

12

0,964-1,203

1,108

16

1,182-1,453

1,274

9

1,165-1,464

1,257

7

1,035-1,415

1,239

Таблица 1.3

Компонентный состав нефтяного газа, %

Наименование

Пласт АВ1-2

Пласт БВ8

состав газа при однокр. разгаз. в ст. усл.

состав газа многоступ. разгаз. при усл. сепар.

состав нефти при однокр. разгаз. в ст. усл.

состав нефти при многоступ. разгаз. при усл. сепар.

состав пластов. нефти

состав газа при однокр. разгаз. в ст. усл.

состав газа многоступ. разгаз. при усл. сепар.

состав нефти при однокр. разгаз. в ст. усл.

состав нефти при многоступ. разгаз. при усл. сепар.

состав пластов.

нефти

Двуокись углерода

0,33

0,19

-

-

0,05

0,34

0,17

-

-

0,05

Азот

1,49

2,77

-

-

0,68

1,82

2,98

-

-

0,88

Метан

70,15

85,63

0,18

0,11

21,07

59,63

72,92

0,06

0,02

21,55

Этан

3,76

2,88

0,07

0,26

0,90

6,03

6,33

0,09

0,28

2,07

Пропан

7,48

4,31

0,76

2,27

2,77

14,01

10,81

1,15

3,73

5,82

Изобутан

3,52

1,09

0,84

1,74

1,58

3,44

1,66

0,84

1,82

1,77

Н-бутан

6,77

1,90

2,72

4,46

3,83

8,28

3,32

3,14

5,38

4,77

Изопентан

2,0

0,39

1,99

2,47

1,96

2,06

0,59

2,12

2,58

1,99

Н-пентан

2,33

0,44

3,22

3,68

2,89

2,46

0,68

3,65

3,94

2,98

Изогексан

0,77

0,40

2,49

85,01

64,27

0,75

0,54

2,81

82,25

58,12

Н-гексан

0,47

2,15

0,5

3,07

Остаток (С7+высш.)

0,83

85,58

0,68

83,07

Молекулярн. масса

27,03

20,05

204

193

151

29,84

23,56

198

184

137

Плотн. при ст.усл., кг/м3

1,124

0,834

862

855

797

1,241

0,,979

852

843

774

Объемный коэф. нефти

1,109

1,148

Газовый фактор, м3/т

40

55

Таблица 1.4

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Параметры

Объекты

1)

АВ1(2-3)+АВ2(1)

БВ8

БВ10

ЮВ1

Средняя глубина залегания, м

1800

2300

2400

2600

Тип залежи

п л а с т о в а я с в о д о в а я

структурно-литолог.,

пластовая сводовая

пластовая сводовая

Тип коллектора

т е р р и г е н н ы й

Площадь нефтеносности,тыс.м2

156116

57736

45014

47580

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

12,6

9,7

6,9

5,1

Средняя водонасыщенная толщина, м

5,4

5,3

2,1

2,9

Пористость, доли ед.

0,22

0,22

0,20

0,17

Начальная нефтенасыщенность, доли ед.

0,45

0,58

0,54

0,50

Остаточная нефтенасыщенность, доли ед.

0,23

0,23

0,24

0,24

Коэффициент вытеснения, доли ед.

0,49

0,60

0,56

0,52

Проницаемость, мкм2

0,106

0,173

0,008

0,011

Коээффициент песчанистости, доли ед.

0,56

0,7

0,38

0,77

Коэффициент расчлененности, доли ед.

11

13

11

10

Начальная пластовая температура, 0С

66

80

90

85

Начальное пластовое давление, Мпа

17,6

20,8

22,3

23,2

Вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с

1,66

1,18

0,96

1,05

Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3

855

843

838

825

Выводы к главе 1

1) Мыхпайское месторождение можно охарактеризовать как месторождение со сложными геолого-физическими свойствами коллекторов и флюидов.

2) Продуктивные залежи относятся к горизонтам юрской ЮВ1 и объединены в 4 основных эксплуатационных объекта: ЮВ1, БВ8, БВ10, АВ1-2, и представляют собой сложно построенные в геологическом отношении тела, которые и определили сложность его разработки.

3) Коллекторы продуктивной толщи неоднородны: их толщина, проницаемость, температура варьируют в широких пределах

(h =9,4-15,8 м; k=41*10-3 - 1226*10-3 мкм2; m=0,149 - 0,22)

4) Нефти продуктивных пластов можно охарактеризовать как легкие, маловязкие, малосмолистые, парафиновые, сернистые (µ=1,66мПа*с; с=737-797 кг/м3).

5) В разрезе месторождения выделяется пять регионально выдержанных водонефтегазоносных комплексов. Все комплексы насыщены однообразными по составу водами хлоридно-кальциевого типа, минерализация которых уменьшается вверх по разрезу от 35 г/л в юрских породах до 17-18 г/л в отложениях сеномана.