Анализ работы систем сбора и подготовки скважинной продукции Биттемского месторождения

дипломная работа

1.2 Химический состав и свойства пластовых вод

Биттемское нефтяное месторождение приурочено к центральной части Западно-сибирского артезианского бассейна.

В вертикальном разрезе бассейна выделяется 5 гидрогеологических комплексов; олигоцен-четвертичный (первый), турон-нижнеолигоценовый (второй), апт-альб-сеноманский (третий), неокомский (четвертый) и юрский (пятый).

Особенностью разреза рассматриваемого района является то, что второй, турон-олигоценовый, гидрогеологический комплекс на 70-90% представлен мощной толщей глинистых образований и делит весь разрез осадочного чехла на два резко различные по своим гидрогеологическим особенностям этажа. Выше залегают континентальные осадки олигоцен-четвертичного возраста, которые вместе с указанной выше толщей образуют верхний гидрогеологический этаж, характеризующийся свободным, реже затрудненным водообменном. В его пределах развиты пресные и слабосолоноватые воды.

Отложения третьего, четвертого и пятого комплексов слагают нижний этаж, характеризующийся затрудненным, весьма затрудненным, местами почти застойным режимом. Для вод нижнего гидрогеологического этажа характерны высокие значения минерализации, температуры, газонасыщенности.

Продуктивные пласты АС11, Ач1 и ЮС0 залегают в пределах 4 и 5 гидрогеологических комплексов.

Пятый гидрогеологический комплекс включает трещиноватые породы фундамента, кору выветривания, отложения тюменской и васюганской свит. Перекрывается комплекс толщей битуминозных аргиллитов баженовской свиты. На Биттемском месторождении комплекс вскрыт двенадцатью скважинами. Мощность водоупора 23-37 м. В поисковой скважине 50 получен приток пластовой воды дебитом 1,33 м3/сут при СДУ=1095 м из одного объекта - пласт ЮС9. При опробовании в открытом стволе отложений тюменской свиты на соседнем (Ай-Пимском) месторождении получены также слабыe притоки пластовой воды.

Пластовые воды пласта АС11 изучены на образцах 44 проб из 26 скважин пласта (таблица 1.2.1). В предыдущем технологическом документе на основании анализа 9 проб из трех поисково-разведочных скважин (№№ 20п, 25п, 30п - 1989, 1998г.г.) диапазон изменения минерализации составлял 9,4-10,3 г/л при среднем значении порядка 10 г/л, что представлялось несколько заниженным по сравнению с другими месторождениями района. В настоящее время объем исследований значительно увеличился. Дополнительно исследованы три пробы из скважин №№ 107, 140, 332 (пласт АС11, 2005 г.). Все пробы являются качественными, минерализация колеблется от 9,4 до 15,4 г/л при среднем значении 14 г/л, при ярко выраженном гидрокарбонатно-натриевом типе. Такое значение минерализации вполне обосновано, поскольку хорошо согласуется с материалами изучения пластовых вод близлежащих месторождений (Ульяновское - 14,5 г/л; Третьяковское - 14г/л; Камынское - 14г/л; Санинское - 14,6г/л; Западно-Камынское - 16,5г/л).

Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора, гидрокарбоната. Сульфаты содержатся в незначительном количестве. По данным анализа пластовой воды (пласт АС11) из скважин №№ 107, 140, 332 концентрация йода составляет 5,5 мг/л, брома - 49,6 мг/л, меди - 2,6 мг/л, стронция - 27,5 мг/л, железа - менее 1,5 мг/л (таблица 1.2.1). В условиях горизонта воды насыщены газом метанового типа (по Л.М.Зорькину) с концентрацией метана 85-90%, содержание азота до 6%, двуокиси углерода около 1,5%; сероводород в составе водорастворенных газов отсутствует. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,7 м33. По мере удаления от ВНК количество растворенного газа снижается и на периферии не превышает 0,4-0,8 м33 (таблица 3.1.1). Вязкость в условиях пласта изменяется от 0,35 до 0,41 мПа.с при среднем значении 0,39 мПа.с.

Для отложений ачимовской толщи (пласты группы Ач) характеристика пластовой воды, ввиду отсутствия достоверной информации по Биттемскому месторождению (8 проб представлены техническим раствором), принята по аналогии с пластовыми водами соседних площадей (Логачевской и Восточно-Студеной - 4 пробы из 2-х скважин). Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора, гидрокарбоната. Сульфаты содержатся в небольшом количестве. Тип вод - гидрокарбонатно-натриевый, минерализация колеблется от 15,2 до 17,3 г/л при ее среднем значении 16,1 г/л (таблица 1.1.1). Спектральный анализ пластовых вод ачимовской толщи Биттемского месторождения не проводился. По аналогии с пластовыми водами месторождений Сургутского района с достаточным основанием можно предполагать, что в качестве микрокомпонентов присутствуют бром (30 - 76 мг/л), стронций (9,7 - 58,5 мг/л), медь (1,6 - 2,8 мг/л), железо (2,97 - 48,18 мг/л). Такие концентрации значительно ниже промышленного уровня и практического интереса не представляют.

В условиях пластов ачимовской толщи воды имеют вязкость от 0,32 до 0,35 мПа.с, насыщены газом метанового типа (по Л.М.Зорькину). Газонасыщенность вод в пределах пласта изменяется от 89 м33 до 93 м33, в среднем составляет 90 м33.

Четвертый водоносный комплекс перекрывается достаточно мощной толщей практически непроницаемых глин средней и верхней части алымской свиты, мощность которых в Сургутском районе достигает 200 м.

Вывод

- Нефть Биттемского месторождения по плотности является относительно легкой (0,845-0,870 г/см3), сернистой (0,84-1,31%), смолистой (4,86-16,41%), парафинистой (3,3-6,61%) с выходом легких фракций при 3500С около 50%, вязкость пластовой нефти составляет 1,16-2,56мПа*с. Величина газосодержания пластовой нефти меняется в относительно широких пределах - от 35 (пласт Ач1) до 87 м3/т (пласт АС11). Растворенный газ характеризуется значительным содержанием этана - свыше 3,4 %.

- По химическому составу воды продуктивных отложений относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу с минерализацией 14,0-17,9 г/л. Ценные попутные микрокомпоненты содержатся в пластовых водах в небольших количествах.

Таблица 1.2.1 - свойство и состав пластовых вод Биттемского месторождения

Химический состав вод, (мг/л)/(мг-экв/л):

Количество исследованных скважин (проб)

Пласт АС11

Количество исследованных скважин (проб)

Ач1

Диапазон изменения

Средние значения

Диапазон изменения

Средние значения

Na+ + K+

26(44)

3356 - 5958

5026

По аналогии с Логачевской и Восточно-Студеной площадью 2(4)

4930-5827

5454,9

137 - 258

218

197,2-233,1

871,9

Ca+2

26(44)

4,2 - 116,0

29

24-213,4

75,3

0,2 - 5,8

1,4

1,2-10,65

3,76

Mg+2

26(44)

5 - 79

20

2,08-49,8

16

0,42 - 6,5

1,7

0,17-4,1

1,5

Feобщ,

26(44)

0,2 - 6,0

4

32,3-212,9

102,98

0,07 - 0,23

0,15

1,74-11,4

5,5

Cl-1

26(44)

3705 - 8571

6509

3369-8593

4734

104,5-241,4

184

95-242

133,2

HCO3-1

26(44)

746 - 2769

2118

488-7942

5677,5

12,2 - 45,4

38

8-130

125,5

CO3-2

26(44)

12 - 192

76

48-133,2

133

0,4 - 6,4

2,5

48-133

84,2

SO4-2

26(44)

0,09 - 151,4

17,2

0,25-43,05

13,1

0,002-3,15

0,36

0,01-0,9

0,28

I

26(44)

2,9 - 8,1

5,5

-

-

Br-1

26(44)

46,5 - 55,2

49,6

30-76

-

Cu

26(44)

2,6

2,6

1,6-2,8

-

Sr

26(44)

18,6-39,4

27,5

9,7-58,5

-

Fe

26(44)

менее 1,5

менее 1,5

2,97-48,18

-

Водородный показатель, рН

26(44)

6,0 - 9,0

7,5

8,1-9,3

8,7

нефть скважина трубопровод

Делись добром ;)