Особенности геологического строения Нефтегорского месторождения и его перспективы, связанные с доразработкой майкопских отложений

дипломная работа

2.4 Свойства, состав и гидрогеологические особенности пластовых флюидов

Результаты исследований состава и свойств пластовых флюидов за период с начала разработки месторождения в 1923 г. до 1941 г. не сохранились в связи с военным временем. Известно, что эксплуатация скважин в начальный период их работы осуществлялась с максимальными дебитами (скважины работали без штуцеров), что приводило к интенсивному снижению давления в районе скважин, разгазированию нефти в пласте, росту газового фактора до величин свыше 10 тыс. м3/т. Впоследствии газовый фактор снижался, о его замерах сведений не сохранилось. Также не имеется сведений о замерах пластовых давлений и температур в начальный период. Глубинные пробы нефти не отбирались. Поверхностные пробы нефти начали отбираться и анализироваться начиная с 1938 г. Пробы газа для анализа начали отбирать в 1956 г.

Ввиду отсутствия глубинных проб физические свойства пластовой нефти определялись графоаналитическим способом.

Для расчетов физических свойств пластовой нефти были использованы эмпирические корреляционные зависимости между плотностью нефти в стандартных условиях, относительной плотностью растворенного газа, пластовым давлением и пластовой температурой.

Расчетам предшествовала выборка анализов проб растворенного газа и нефти в стандартных условиях. При выборе анализов учитывались год отбора пробы, и только те образцы, где скважины пробурены в не дренируемых частях залежи (т.е. учитывались скважины, которые первыми вскрыли тот или иной участок залежи). Причем для более адекватной характеристики изменения свойств нефти применялся принцип равномерности распределения учтенных проб нефти по площади залежи, т.е. в расчеты принимались пробы, отобранные в скважинах, пробуренных в бортовых, приконтурных (где они имеются) и центральных частях.

Кроме того, залежи нефти IV и VI продуктивных горизонтов, имеющие значительное площадное распространение и этажи нефтеносности 960 м и 900 м соответственно, делились на три участка по высоте этажа нефтеносности с кратным значением в 320 м (залежь нефти IV продуктивного горизонта) и в 300 м (залежь нефти VI продуктивного горизонта).

Начальное пластовое давление и пластовая температура рассчитывались на среднюю глубину залегания залежей, а для залежей нефти IV и VI продуктивных горизонтов привязывались к серединам этажей нефтеносности участков. Из-за отсутствия данных о замере начальных пластовых давлений на месторождении градиент пластового давления при расчетах принимался равным гидростатическому. Также принималось, что давление насыщения равно пластовому давлению, т.е. весь газ растворен в нефти. Физико-химические свойства и состав пластовой и разгазированной нефти залежей Нефтегорского месторождения приведены в таблице 2.4

Таблица 2.4 Физико-химические свойства и состав пластовой и разгазированной нефти

В пределах месторождения пластовые воды продуктивных майкопских горизонтов разнообразны по химическому составу, что связано с различной степенью их метаморфизма. Величина общей минерализации определяется тремя факторами: удалением от области питания; степенью глинизации коллектора; конфигурацией выклинивания пластов и пачек.

Гидрохимическая зональность повторяется в общих чертах во всех горизонтах майкопа. В системе размещения природных вод выделены следующие гидрогеохимические зоны:

1. Зона гидрокарбонатно-кальциевых вод, характеризуется наличием пресных вод (минерализация не превышает 24 мг/экв). Воды этого типа характерны для зоны активного водообмена с поверхностью.

2. Зона гидрокарбонатно-натриевых вод, почти по всем горизонтам прослеживается далеко на северо-запад и связана с зоной относительно затрудненного водообмена.

3. Зона хлоридно-гидрокарбонатно-натриевых вод. В группе этих вод ион натрия значительно преобладает над ионом хлора, воды по химическому составу приближаются к водам, характерным для застойного режима.

4. Зона хлормагниевых вод, прослеживается не по всем горизонтам, а только там, где "заливы" имеют довольно резкую конфигурацию. Воды характерны для застойного режима.

5. Плотность пластовой воды горизонта VI, найденная как среднее значение по результатам исследований 12 скважин до 1948 г. (года начала закачки воды в пласт), составляет 1,010 т/м3.

Характеристика минерализации пластовых вод в ионно-эквивалентной форме дана в таблице 2.5

Таблица 2.5 - Содержание ионов в пластовой воде Нефтегорского месторождения

Сред. содержание, мг-экв/л

Горизонт

I

II

III

IV

V+VI

VII

Cl-

85,69

45

109,9

116, 19

62,27

127,86

SO4-

-

0,1

0,58

2,53

0,39

0,57

HCO3-

108,43

54,5

61,16

80,84

105,77

61,94

Ca++

3,25

1,14

5,64

1,8

1,56

3,03

Mg++

5, 19

0,68

1,83

1,61

0,92

2,22

Na+++K+

185,7

97,68

164,11

168,55

169,28

195,03

Делись добром ;)