Рациональная система промышленной разработки нижневизейского продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения Амангельды

дипломная работа

1.5 Свойства и состав газа, конденсата и воды

В процессе ОПЭ по изучению свойств и составов пластового газа и конденсата месторождения Амангельды за период 1996-2006 гг. лабораторией "КазНИГРИ" и компанией "Мунайгазгеолсервис" были проведены исследования проб флюида из 19 скважин (2, 5, 6, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116).

По новой информации 2006 г. по исследованиям пластовых флюидов, включая предыдущие исследования, подсчитаны средние параметры, приведены диапазоны изменений. Полученные новые средние значения практически совпадают и подтверждают средние значения, представленные в "Подсчете запасов по состоянию на 01.01.2006 г." [8].

Свойства пластового газа.

В связи с увеличением информации о составе и свойствах пластового газа, полученной в 2006г., рассчитаны новые средние параметры свойств пластового газа по состоянию на 01.01.2007 г. Они рассчитаны с учетом результатов исследований, полученных в период разведки (использованных при "Подсчете запасов (1996 г.)" [2]) и позже - в процессе эксплуатации месторождения. Потенциальное содержание стабильного конденсата (С5+В) с учетом результатов 2005-2006 гг., выполненные лабораторией "КазНИГРИ" путем рекомбинации устьевых проб флюидов, в среднем составило - 71.1 г/м3, что входит в диапазон значений использованных при "Подсчете запасов (1996 г.)" [2] - 67.9-112.9 г/м3, коэффициент сверхсжимаемости - 0.79, плотность при 20°С - 0.8589 кг/м3, вязкость пластового газа - 0.0120 мПа·с. Однако полностью согласиться с новым полученным значением содержания стабильного конденсата (С5+В), не представляется возможным, так как оно получено в процессе рекомбинации, а не по промысловым замерам. По показателям разработки средний за 2006 год содержание нестабильного конденсата по промысловым замерам из скважин колебался в диапазоне 92.4-97 г/м3, составляя в среднем 94.9 г/м3. По результатам исследований 2005-2006 гг. получено потенциальное содержание конденсата ниже, чем принято в "Подсчете запасов (2006 г.)" [8]. Причиной снижения содержания конденсата может быть выпадение конденсата в пласте вследствие снижения пластового давления ниже давления начальной конденсации, что и повлияло на результаты исследований рекомбинированных проб, отобранных с устья скважин.

В связи с вышесказанным, в данном отчете следует принять значение содержание стабильного конденсата (С5+В), такое же, как и в "Подсчете запасов (2006 г.)"[8] - 86 г/м3.

Компонентный состав газа

Компонентный состав пластового газа, газа сепарации и сырого конденсата получен по результатам газоконденсатных исследований скважин 101, 103, 104, 110, 115 и представлен в таблице 1.5 .

Таблица 1.5 - Компонентный состав пластового газа, газа сепарации и сырого конденсата

Содержание углеводородов составляет: метана - 77.88-79.90 % мол., этана - 8.80-10.42 % мол., С3+в - 5.38-6.71 % мол. Из неуглеводородных компонентов присутствует азот и углекислый газ, которые составляют: азота - 5.67-5.73 %мол., углекислого газа - 0.11 - 0.17 %мол., соответственно (см. таблицу 2.3.1.2).

В среднем состав пластового газа содержит метана 78.80 % мол., этана - 9.48 % мол., С3+в - 5.90 % мол., азота - 5.68 % мол., углекислого газа 0.13 % мол.

По результатам исследований состав газа сепарации в среднем на 80.18 % мол. состоит из метана. Сопутствующих компонентов в среднем содержится: этана - 9.50 % мол., С3+в - 4.57 % мол., азота - 5.82 %мол., углекислого газа - 0.13 % мол. (см. таблицу 1.5).

Составы сырого конденсата по исследованным пробам в целом близки между собой и отличаются между собой несущественно в силу незначительных различий термобарических условий сепараций при отборе проб конденсата на рекомбинацию.

Компонентный состав сырого конденсата в среднем содержит метана 8.93 % мол., этана - 8.47 %мол., пропана - 8.65 % мол., бутанов - 9.35 % мол., С5+в - 63.99 % мол. (см. таблицу 1.5).

Физико-химические свойства конденсата

Физико-химические свойства конденсата оценены по пробам, отобранным из 15 эксплуатационных скважин компанией "Мунайгазгеолсервис" в 2004 году. По результатам исследований проб конденсата подсчитаны средние параметры и приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Физико-химические свойства и фракционный состав стабильного конденсата

Свойства конденсата по скважинам получены в диапазонах: плотность - 0.709-0.769 г/см3, динамическая вязкость - 0.432-1.049 мПа·с, содержание серы - 0.11-0.18 % масс.

Конденсат застывает при температуре ниже - 15°С. Выход светлых фракций (до 250°С) высокий и составляет от 83 до 94 % об. Содержание асфальто-смолистых веществ составляет - 0.13-0.41 % масс., содержание парафинов - 0.28-0.58 % масс.

Свойства и состав воды

Исходный компонентный состав пластовых вод месторождения Амангельды представлен в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Месторождение Амангельды. Компонентный состав вод

Позднее были проведены исследования по продуктивному нижневизейскому горизонту, данные которых представлены в таблице 1/8 согласно [2].

Таблица 1.8 - Месторождение Амангельды. Характеристика вод нижневизейского продуктивного горизонта

Как видно из таблицы, воды нижневизейского продуктивного горизонта являются крепкими термальными рассолами с минерализацией, в зависимости от пропластков, в пределах от 202 до 317 г/л.

Подробный физико-химический состав и свойства вод нижневизейского горизонта по анализам, выполненным для отчета [2], приведен в таблице 1.9.

Исходя из данных, приведенных выше, можно предположить, что пробы вод со скважин 2 и 7, скорее всего, являются смесью техногенной воды с пластовой, поскольку по основным компонентам и минерализации в 6-10 раз отличаются от характеристик, приведенных для скважины 9 и значений минерализации, указанных в таблице 1.7 и поэтому должны быть отбракованы.

Таблица 1.9 - Месторождение Амангельды. Физико-химический состав вод нижневизейского продуктивного горизонта

В 2006 г. были исследованы пробы жидкости, отобранные с забоя пяти добывающих скважин. Результаты исследований представлены в таблице

Таблица 1.10 - Месторождение Амангельды. Результаты исследований проб жидкости с забоя скважин

Данные из таблицы показывают, что по удельному весу и жесткости вод только проба со скважины 112 может быть названа кондиционной.

Таким образом, представленные данные показывают недостаточную изученность пластовых вод месторождения, как в водоносных горизонтах, так и в продуктивных пластах. Поэтому необходимо осуществлять полный комплекс исследований пластовых вод согласно требованиям "Единых правил разработки нефтяных и газовых месторождений РК" [9].

Делись добром ;)