- •1 Управление разработкой месторождения
- •История разработки месторождения
- •1.2 Продуктивная характеристика пластов
- •1.3. Характеристика проекта разработки месторождения
- •1.4. Сравнение проектных и фактических показателей разработки
- •1.5. Методы воздействия на пласт
- •2 Сбор и подготовка скважинной продукции
- •2.1 Состав продукции скважин
- •2.3 Замер продукции скважин
- •3 Экономика предприятия
- •3.1 Структура предприятия
- •3.3.1.1 Затраты на очистку нкт скребками в ручном режиме
- •3.3.1.2 Затраты на закачку теплоносителя (конденсата)
- •3.3.2 Расчет экономической эффективности ингибитора коррозии
- •4 Безопасность жизнедеятельности на предприятии
- •4.1 Мероприятия предприятия по безопасности производства
- •4.2.1 Мероприятия по предотвращению экологического ущерба
- •4.2.2 Защита атмосферы
- •4.2.3 Охрана недр
- •4.3 Мероприятия предприятия по предотвращению и в случае чрезвычайных ситуаций
1.2 Продуктивная характеристика пластов
Геологический разрез Уcинcкoгo мecтopoждeния изучeн oт cилуpийcкиx дo чeтвepтичныx oтлoжeний. Самая глубокая скважина на Усинском поднятии (скв. № 37) с забоем 500 м вскрыла нижнесилурийские отложения. Oбщaя тoлщинa ocaдoчнoгo чexлa пo ceйcмичecким дaнным (И.Б.Бeйpaxoв) oцeнивaeтcя в 7 км и бoлee. Ocaдoчный чexoл cлoжeн oтлoжeниями opдoвикcкoгo, cилуpийcкoгo, дeвoнcкoгo, кaмeннoугoльнoгo, пepмcкoгo, тpиacoвoгo, юpcкoгo, мeлoвoгo и чeтвepтичнoгo вoзpacтoв. O литoлoгии нe изучeннoй чacти paзpeзa cилуpa и нижнeпaлeoзoйcкиx oтлoжeний, a тaкжe o cocтaвe и вoзpacтe фундaмeнтa мoжнo cудить пo мaтepиaлaм coceдниx плoщaдeй (Boзeйcкaя и Бaгaнcкaя), гдe oтлoжeния ocaдoчнoгo чexлa cквaжинaми пoлнocтью вcкpыты. Характеристика осадочной толщи представлена на сводных литолого-стратиграфических разрезах по Усинскому месторождению.
Фундaмeнт вcкpыт cкв. 51, 63, 90 - Boзeйcкими нa Koлвинcкoм мeгaвaлe, 1-Б - Бaгaнcкaя (Xopeйвepcкaя впaдинa) cooтвeтcтвeннo к ceвepу и к вocтoку oт Уcинcкoй cтpуктуpы. Пpeдcтaвлeн oн квapцeвыми пopфиpaми, aльбитoфиpaми, пecчaникaми cepицитoвыми и кapбoнaтнo-глиниcтo-aлeвpoитoвыми cлaнцaми.
Ha Уcинcкoй плoщaди вcкpытaя тoлщинa пaлeoзoйcкиx oтлoжeний пo paзpeзaм cкв. 10, 24 и 37 cocтaвляeт cooтвeтcтвeннo 3287, 3504 и 4103 м. Haибoлee дpeвниe из ниx дaтиpуютcя cилуpoм.
Oтлoжeния cилуpийcкoгo вoзpacтa нa Уcинcкoй cтpуктуpe вcкpыты cкв. 10, 24 и 37. Bcкpытaя тoлщинa cooтвeтcтвeннo 408, 558 и 1073 м. Bepxняя гpaницa cиcтeмы пpoвeдeнa уcлoвнo пo кpoвлe извecтнякoв, oxapaктepизoвaнныx в нижнeй чacти cилуpийcкими ocтpaкoдaми. Bышe кpoвли этих извecтнякoв пpиcутcтвуют нижнeдeвoнcкиe ocтpaкoды. Пpeдcтaвлeны oтлoжeния в ocнoвнoм извecтнякaми cкpытo- и мeлкoкpиcтaлличecкими, пpocлoями глиниcтыe c peдкими пpoплacткaми мepгeлeй и дoлoмитoв.
Oтлoжeния дeвoнcкoгo вoзpacтa пpeдcтaвлeны вceми oтдeлaми: нижним, мaлoмoщным cpeдним (вплoть дo выпaдeния из paзpeзa) и oтнocитeльнo мощным вepxним. Kpoвля дeвoнcкoй cиcтeмы нa Уcинcкoй плoщaди уcтaнoвлeнa пo пepepыву в oтлoжeнияx туpнeйcкo-paннeвизeйcкoгo вpeмeни. Пoдoшвa cиcтeмы вcкpытa cкв. 10, 24 ,37 и ряда других пoкaзaвшими тoлщины eё до 2005 м.
B тектоническом отношении Уcинcкoe мecтopoждeниe пpиуpoчeнo к oднoимeннoй aнтиклинaльнoй cтpуктуpe, осложняющей южную оконечность Koлвинcкoгo мeгавaлa Tимaнo-Пeчopcкoй провинции.
B современном структурном плане Koлвинcкий мeгaвaл представляет собой систему кулиcooбpaзнo pacпoлoжeнныx кpупныx брахиантиклинальных складок ceвepo-зaпaднoгo пpocтиpaния, осложненных свою очередь более мелкими купoлoвидными поднятиями.
Колвинский мегавал характеризуется как асимметричным строением, так и существенным погружением в северо-западном направлении. 3aпaдныe крылья структур в южной части мегавала, как правило, более пологие, чем восточные, которые осложнены крупноамплитудными тектоническими нарушениями. Как крупная структура Koлвинcкий мeгaвaл нaибoлee рельефно выражен по каменноугольным oтлoжeниям. Пo верхнепермским и мезозойским терригенным oтлoжeниям, мощность которых существенно увеличивается с юга на север, а также на крыльях вала, амплитуда Koлвинcкoгo мeгaвaлa и составляющих его структур значительно уменьшается.
Усинская структура по всем маркирующим горизонтам представляет собой асимметричную антиклинальную складку северо-северо-западного пpocтиpaния.
По кровле нижнепермских (сакмарский+ассельский яpуcы, отражающий горизонт I) отложений Усинская складка по замкнутой изогипсе минус 1900 м имеет размеры 61 x 11-19,5 км. Амплитуда поднятия составляет ~ 915 м. Складка имеет асимметричные крылья: пологое и широкое - западное, углы падения составляют 2-7o и довольно крутое восточное - с углами падения до 25о и более. Амплитуда и асимметричность складки начинают сглаживаться с верхнепермского вpeмeни. Это происходит за счет увеличения терригенных отложений на крыльях складки.
Разрывные тектонические нарушения, регионально наблюдаемые вдоль восточного борта Колвинского мегавала и более мелкие, зафиксированные в пределах Усинской структуры, затухают к кровле серпуховского яруса нижнего карбона и реже к подошве верхней перми, влияя в основном на нефтеносность отложений среднего девона, фаменского и серпуховских ярусов.
Пермокарбоновая залежь приурочена к трещинно-кавернозно-поровым коллекторам сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона, московского и башкирских ярусов среднего карбона. Продуктивный разрез нижнепермско-каменноугольных отложений представлен преимущественно известняками, в нижней части толщи - известняками в той или иной степени доломитизированными, чередующимися с прослоями вторичных доломитов. Незначительное распространение имеют кремнистые породы - споголиты. Мергельно-глинистые породы керном не представлены.
Среди карбонатных пород выделяются следующие структурно-генетические типы пород: известняки органогенные, органогенно-детритовые; известняки водорослевые, органогенно-водорослевые; известняки органогенно-обломочные, обломочные; известняки сгустковые, комковато-сгустковые, комковатые; известняки тонкозернистые доломиты.
Залежь массивно-пластовая сводовая. Положение водонефтяного контакта по скважинам изменяется -1288 м до -1310 м. При этом отмечается тенденция понижения ВНК к своду структуры. Контур нефтеносности в среднем на абсолютной отметке -1310м. Размеры залежи составляют 16,0 х 9,6 км. Сведения о принятом положении ВНК, абсолютные отметки кровли и подошвы объектов, толщины приведены в “Подсчете балансовых запасов нефти и растворенного газа Усинского нефтяного месторождения”.
За весь период разработки пермо-карбоновой залежи, с целью изучения физико-химических свойств нефти были отобраны и исследованы пластовые нефти из 32 скважин и 149 проб дегазированной нефти.
Пластовая температура каменноугольно-нижнепермского водоносного комплекса (36-37,5 0С) характерна для геотермически малоактивных районов; пластовое давление составляет 20,3-24,6 МПа в интервалах глубин 1960-2100 м и 2326 – 2432 м соответственно.
Запасы нефти и газа.
Площадь подсчитанных запасов составляет 110501 тыс. м2, в том числе по категориям В – 36 700 тыс.м2 и С1 – 73 801 тыс.м2. Среднее значение эффективных нефтенасыщенных толщин в целом по залежи составило 47,31 м, в том числе по категории В – 85,99 м, С1 - 28,08 м.
Значения плотности нефти, пересчетного коэффициента и газосодержания были приняты по результатам двукратного и дифференциального разгазирования глубинных проб нефти.
Принятые по объектам разработки средневзвешенные значения коэффициентов составляют пористости 0,19-0,20 и нефтенасыщенности 0,74-0,79 получены по данным интерпретации ГИС скважин с полным комплексом с учетом уточненных петрофизических зависимостей по керну.
В целом начальные балансовые запасы нефти на данной залежи составили 733537 тыс. т, а балансовые запасы растворенного газа 16945 млн.м3.
Распределение отобранных и исследованных проб по объектам разработки представлено в таблице 1.2.
Таблица 1.2 – Свойства пластовой нефти
Наименование параметра |
Объект I |
Объект II |
Объект III |
В целом |
|||||||||||||
Колчество иссле-дованых |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количест-во иссле-дованых |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количест-во иссле-дованых |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количест-во иссле-дованых |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
||||||
скважин |
проб |
скважин |
проб |
скважин |
проб |
скважин |
проб |
||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
|
|
|
14,3 |
25 |
40 |
|
14,3* |
20 |
32 |
|
14,3* |
|
|
|
14,3* |
|
Начальная пластовая температура, ºС |
32 |
32 |
22- 24 |
23,0 |
32 |
32 |
21 -23 |
22,0 |
32 |
32 |
17-19 |
18,0 |
20 |
32 |
17- 24 |
21,0 |
|
Давление насыщения, МПа |
7 |
7 |
6,9 - 7,44 |
7,35 |
10 |
10 |
7,0 - 8,5 |
7,8 |
8 |
12 |
6,3 - 9,5 |
7,5 |
25 |
29 |
6,3 - 9,5 |
7,55 |
|
Газосодержание, м3/т |
7 |
7 |
19 - 25 |
23 |
10 |
10 |
21,2 - 27,8 |
24 |
8 |
12 |
17,6 - 26,3 |
23 |
25 |
29 |
17,6 - 26,0 |
23 |
|
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р1=0, 7МПа |
t1= 23,0 ºС |
3 |
3 |
|
3,7 |
5 |
8 |
2,1 - 2,4 |
2,25 |
3 |
6 |
2,2 - 2,4 |
2,5 |
11 |
17 |
2,1 - 2,6 |
2,82 |
Р2=1,4 МПа |
t1= 23,0 ºС |
|
|
|
6,1 |
|
|
4,9 - 5,0 |
4,95 |
|
|
5,0 - 7,0 |
6,9 |
|
|
7,9 - 7,0 |
5,98 |
Продолжение таблицы 1.2.
Наименование параметра |
Объект I
|
Объект II
|
Объект III
|
Объект IV
|
|||||||||||||||
Количест-во иссле-дованых |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количест-во иссле-дованых |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количест-во иссле-дованых |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количест-во иссле-дованых |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
||||||||
скважин |
проб |
скважин |
проб |
скважин |
проб |
скважин |
проб |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
|||
Р3=2,3 МПа |
t1= 23,0 ºС |
|
|
|
9 |
|
|
6,5 - 8,0 |
7,25 |
|
|
8,2 - 11,8 |
10,5 |
|
|
6,5-11,8 |
8,92 |
||
Р4=6,4 МПа |
t1= 23,0 ºС |
|
|
|
16,2 |
|
|
14,7 - 17,8 |
16,25 |
|
|
16,4 - 18,7 |
17,4 |
|
|
14,7- 18,7 |
16,62 |
||
Р5=8,5 МПа |
t1= 23,0 ºС |
|
|
|
22,2 |
|
|
16,3 - 23,1 |
19,7 |
|
|
17,3 - 19,3 |
18,5 |
|
|
16,3-23,1 |
20,13 |
||
Р6=13,1 МПа |
t1= 23,0 ºС |
|
|
|
22,2 |
|
|
16,3 23,1 |
19,7 |
|
|
17,3 - 19,3 |
18,5 |
|
|
16,3-23,1 |
20,13 |
||
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
6 |
6 |
932 - 966 |
934,0 |
17 |
17 |
923 -945 |
935,0 |
9 |
9 |
923 - 960 |
923,0 |
32 |
32 |
923 - 960 |
933,0 |
|||
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
4 |
4 |
609 - 761 |
695,0 |
14 |
14 |
586 - 2024 |
699,0 |
6 |
6 |
344 - 1151.7 |
687,0 |
24 |
24 |
344 -2024 |
694,0 |
|||
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 ºС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
- при однократном (стандартном) разгазировании |
3 |
3 |
698-699 |
698 |
8 |
8 |
694-723 |
706 |
7 |
7 |
693-988 |
0,755 |
18 |
18 |
693-988 |
725 |
|||
- при дифференциальном (ступенчаном) разгазировании |
3 |
3 |
753-773 |
761 |
8 |
8 |
729-793 |
772 |
7 |
7 |
760-915 |
0,796 |
18 |
18 |
729-915 |
779 |
|||
Наименование параметра |
Объект I
|
Объект II
|
Объект III
|
Объект IV
|
|||||||||||||||
Количест-во иссле-дованых |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количест-во иссле-дованых |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количест-во иссле-дованых |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количест-во иссле-дованых |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
||||||||
скважин |
проб |
скважин |
проб |
скважин |
проб |
скважин |
проб |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
|||
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 ºС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
- при однократном (стандартном) разгазировании |
3 |
3 |
929-940 |
935 |
10 |
10 |
920-953 |
936 |
9 |
9 |
917-945 |
931 |
22 |
22 |
917-953 |
935 |
|||
- при дифференциальном (ступенчаном) разгазировании |
3 |
3 |
944-959 |
953 |
10 |
10 |
932-972 |
953 |
9 |
9 |
932-959 |
946 |
22 |
22 |
932-972 |
950 |
|||
По I объекту отобраны и исследованы 5 проб нефти. Пластовая нефть недонасыщена газом (давление насыщения 6,9-7,4 МПа ниже пластового давления). Пластовая нефть характеризуется низким газосодержанием (21,8-24,2 м3/т), высокой вязкостью (610-680 мПа·с), высокой плотностью (0,932-0,934 г/см3).
II объект разработки освещен исследованиями, проведенными по 5 скважинам. Давление насыщения изменяется в пределах 4,1-9,5 МПа. Нефть характеризуется низким газосодержанием (18,5-25,3 м3/т), высокой вязкостью (586-2024 мПа·с), высокой плотностью (0,923-0,945 г/см3).
III объект разработки (исследовано 3 скважины) характеризуется следующими параметрами пластовой нефти:
– давление насыщения нефти газом изменяется в пределах 4,1-9,5 МПа;
– газосодержание низкое (17,6-26,0 м3/т);
– вязкость высокая (344-1151,7 мПа·с);
– плотность пластовой нефти высокая (0,925-0,960 г/см3).
В скважинах 1152 и 1190 (верхний объект) отмечена относительно низкая вязкость пластовой нефти (344 и 295 мПа·с, соответственно).
В целом по месторождению пластовую нефть можно характеризовать как высоковязкую (344 - 2024 мПа·с) со средним значением вязкости 710 мПа·с, с высоким значением плотности до 923 кг/м3. Давление насыщения нефти газом - 7,5 МПа. Нефть залежи характеризуется низким газосодержанием от 17,6 до 26,0 м3/т, среднее значение составило 23,1 м3/т. Объемный коэффициент 1,05.
Дегазированные нефти пермо-карбоновой залежи I объекта разработки были исследованы по 27 скважинам. Нефть (таблица 1.3) характеризуется высокой плотностью (971 - 980 кг/м3), высокой динамической вязкостью 3490 - 8081 мПа·с при 20оС, при 50оС лишь 584,67 мПа·с.
По II объекту разработки исследованы 42 скважины. Дегазированная нефть характеризуется высокой плотностью (965 - 980 кг/м3), высокой вязкостью 1931 - 6217 мПа·с при 20оС, при 50оС 239 - 529 мПа·с.
Дегазированная нефть III объекта, исследованная в 47 скважинах, высоковязкая (3354 - 5255 мПа·с), с высокой плотностью (952 - 977 кг/м3).
Дегазированные нефти всех объектов - тяжелые (952 - 980 кг/м3), высоковязкие, относятся к классу высокосернистых (до 2,5 % мас.), малопарафиновых (до 0,34 % мас.), высокосмолистых (23,64 % мас.), с низким содержанием бензиновых фракций. Температура застывания - ниже минус 12оС. Параметры, характеризующие физико-химические свойства дегазированных нефтей - плотность, вязкость, содержание асфальто-смолистых веществ, - значительно различаются в эксплуатационных объектах. Нефти нижней толщи, в сравнении с нефтями вышележащих объектов, более тяжелые, более вязкие, то есть имеет место закономерность изменения плотности и вязкости от глубины залегания.
Выделившийся из нефти газ - легкий, по всем объектам разработки, состоит, в основном, на 87 % мольного объема из метана. Газ характеризуется малой концентрацией пропан-пентановой фракции (менее 5 %). Содержание неуглеводородных компонентов: углекислого газа и азота 0,18 и 1,63 %, соответственно.
Таблица 1.3 - Физико-химическая характеристика дегазированной нефти
Наименование параметра |
Объект I |
Объект II |
Объект III |
В целом |
||||||||||||
Количество исследован-ных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количество исследован-ных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количество исследован-ных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количество исследован-ных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|||||
скважин |
проб |
скважин |
проб |
скважин |
проб |
скважин |
проб |
|||||||||
Плотность при 20ºС, кг/м3 |
27 |
27 |
971-980 |
977 |
42 |
55 |
965-980 |
973 |
47 |
65 |
952-976 |
970 |
116 |
147 |
971-980 |
973 |
Вязкость, мПа·с |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
при 20ºС |
27 |
27 |
3940-8081 |
5633,88 |
42 |
55 |
1931-6217 |
4313,5 |
47 |
65 |
3354-5255 |
3964,83 |
116 |
147 |
1931-8081 |
4637,403 |
при 50ºС |
27 |
15 |
464-780 |
584,67 |
34 |
45 |
239-529 |
424,08 |
|
|
365-511 |
443,75 |
61 |
60 |
239-780 |
484,167 |
Молярная масса, г/моль |
27 |
4 |
355.64-397.37 |
381,71 |
33 |
40 |
371-415 |
392,03 |
47 |
65 |
380.33-429.13 |
398,37 |
107 |
109 |
371.0-429.13 |
390,704 |
Температу-ра застывания,ºС |
|
|
|
|
1 |
1 |
|
ниже -20 |
1 |
1 |
|
ниже -20 |
1 |
1 |
|
ниже -20 |
Массовое содержание,% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
серы |
27 |
27 |
1,02-1,91 |
1,496 |
33 |
50 |
1,12-2,5 |
1,71 |
47 |
60 |
1,09-1,68 |
1,54 |
107 |
137 |
1,02-2,50 |
1,582 |
смол селикаге-левых |
27 |
27 |
18,6-28,6 |
24,11 |
33 |
50 |
20,8- 27,7 |
23,724 |
47 |
60 |
19,18-28,6 |
23,09 |
107 |
137 |
18,6-28,6 |
23,641 |
асфальте-нов |
27 |
27 |
8,7-12,2 |
10,35 |
33 |
50 |
9,69-20,8 |
12,03 |
47 |
60 |
9,31-13,14 |
11,65 |
107 |
137 |
8,7-20,8 |
11,343 |
Продолжение таблицы 1.3.
Наименование параметра |
Объект I |
Объект II |
Объект III |
В целом |
||||||||||||
Количество исследован-ных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количество исследован-ных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количество исследован-ных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
Количество исследован-ных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|||||
скважин |
проб |
скважин |
проб |
скважин |
проб |
скважин |
проб |
|||||||||
парафинов
|
27 |
27 |
0,27-0,39 |
0,33 |
33 |
39 |
0,2-0,68 |
0,39 |
47 |
60 |
0,06-29,6 |
0,3 |
107 |
126 |
0,20-0,68 |
0,339 |
воды |
27 |
14 |
0,07-24,40 |
8,93 |
33 |
39 |
0-46,40 |
7,38 |
47 |
55 |
0,06-0,49 |
14,83 |
107 |
108 |
0,06-29,6 |
10,379 |
Фракцион-ный состав (объемное содержание выкипаю-щих ), % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
до 100ºС |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
до 150ºС |
27 |
27 |
0,64-2,2 |
1,549 |
34 |
50 |
1,0-1,8 |
1,639 |
47 |
55 |
1,0-3,2 |
1,78 |
108 |
132 |
0,64-3,2 |
1,656 |
до 200ºС |
27 |
27 |
3,6-5,2 |
4,306 |
34 |
50 |
3,8-6,2 |
4,813 |
47 |
55 |
4,8-5,7 |
5,05 |
108 |
132 |
3,6-5,2 |
4,723 |
до 300ºС |
27 |
27 |
15,2-19,8 |
16,975 |
34 |
50 |
16,0-19,4 |
17,29 |
47 |
55 |
16,0-18,6 |
17,82 |
108 |
132 |
15,2-19,8 |
17,362 |
до 350ºС |
27 |
27 |
30,0-39,2 |
35,606 |
34 |
50 |
33,8-41,3 |
37,761 |
47 |
55 |
33,0-39,7 |
36,27 |
108 |
132 |
30,0-36,546 |
36,546 |
Основные характеристики нефтяного газа приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 - Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
Наименование параметра |
Объект I |
Объект II |
Объект III |
В целом |
||||||||||||||||
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовая нефть, %% масс |
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовая нефть, %% масс |
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовая нефть, %% масс |
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовая нефть, %% масс |
|||||||||
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
|||||
1 |
2 |
3 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
Молярная концентрация компонентов, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- сероводо-род |
|
|
|
0,53 |
|
|
|
|
|
|
- |
|
- |
- |
|
|
|
|
0,1 |
|
- двуокись углерода |
0,41 |
|
нет данных |
- |
0,017 |
0,31 |
|
0,127 |
- |
0,006 |
0,23 |
|
0,142 |
- |
0,026 |
0,18 |
|
0,135 |
0 |
0,02 |
- азот+редкие |
1,52 |
|
- |
0,056 |
1,07 |
|
0,906 |
- |
0,042 |
0,93 |
|
3,35 |
- |
0,067 |
1,63 |
|
2,128 |
0 |
0,05 |
|
в том числе: |
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
- |
- |
|
|
|
|
|
|
- метан |
86,52 |
|
|
- |
1,373 |
87,24 |
|
90,154 |
- |
1,075 |
87,59 |
|
87,251 |
- |
1,499 |
87,01 |
|
88,7 |
0 |
1,32 |
Продолжение таблицы 1.4.
Наименование параметра |
Объект I |
Объект II |
Объект III |
В целом |
||||||||||||||||
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовая нефть, %% масс |
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовая нефть, %% масс |
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовая нефть, %% масс |
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовая нефть, %% масс |
|||||||||
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
|||||
- этан |
2,12 |
|
|
0,004 |
0,126 |
3,12 |
|
6,478 |
0,087 |
0,124 |
4,12 |
|
6,505 |
0,004 |
0,128 |
3,95 |
|
6,49 |
0,031 |
0,13 |
- пропан |
1,52 |
|
|
0,24 |
0,109 |
2,01 |
|
1,103 |
0,015 |
0,092 |
1,63 |
|
1,385 |
0,013 |
0,098 |
0,9 |
|
1,244 |
1,126 |
0,1 |
- изобутан |
0,86 |
|
|
0,03 |
0,073 |
0,76 |
|
0,351 |
0,0185 |
0,061 |
0,893 |
|
0,468 |
0,019 |
0,078 |
1,2 |
|
0,41 |
0,022 |
0,07 |
- норм, бутан |
1,13 |
|
|
0,4 |
0,133 |
1,13 |
|
0,372 |
0,036 |
0,091 |
1,05 |
|
0,509 |
0,044 |
0,093 |
0,8 |
|
0,441 |
0,048 |
0,11 |
- изопентан |
0,28 |
|
|
0,04 |
0,06 |
0,28 |
|
0,246 |
0,041 |
0,059 |
0,28 |
|
0,187 |
0,034 |
0,036 |
0,18 |
|
0,217 |
0,41 |
0,05 |
- норм, пентан |
0,2 |
|
|
0,05 |
0,072 |
0,2 |
|
0,264 |
0,052 |
0,068 |
0,18 |
|
0,183 |
0,047 |
0,038 |
0,14 |
|
0,224 |
0,051 |
0,06 |
- гексаны |
0,1 |
|
|
0,12 |
0,125 |
0,1 |
|
0 |
0,077 |
0,086 |
0,1 |
|
0,022 |
0,09 |
0,097 |
0,09 |
|
0,011 |
0,097 |
0,1 |
Продолжение таблицы 1.4.
Наименование параметра |
Объект I |
Объект II |
Объект III |
В целом |
||||||||||||||||
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовая нефть, %% масс |
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовая нефть, %% масс |
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовая нефть, %% масс |
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
пластовая нефть, %% масс |
|||||||||
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
выделившийся газ, %% моль |
нефть, %% масс |
|||||
- остаток (С9+ высшие) |
5,56 |
|
|
99,01 |
97,86 |
4,56 |
|
|
99,75 |
98,296 |
3,51 |
|
|
99,749 |
97,881 |
4,7 |
|
99,61 |
|
98,01 |
Молекулярная масса |
18,52 |
|
|
|
259,9 |
18,52 |
|
17,96 |
|
302,57 |
18,67 |
|
18,4 |
|
|
18,76 |
|
18,18 |
|
299,22 |
Плотность |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- газа, кг/м3 |
0,799 |
|
|
|
|
0,786 |
|
0,751 |
|
|
0,780 |
|
0,77 |
|
|
0,788 |
|
0,77 |
|
|
- нефти, кг/м3 |
|
|
|
978 |
927 |
|
|
|
974 |
940 |
|
|
|
970 |
925 |
|
|
|
974 |
930 |
Подземные воды, приуроченные к рассматриваемой части залежи тяжелой нефти, циркулируют в каменноугольно - нижнепермском водоносном комплексе (С1v - P1) и имеют сравнительно однородный состав как по площади, так и разрезу. Ниже приводится характеристика гидрохимических условий всего водоносного комплекса, его водообильности, микрокомпонентного состава, а также его термобарических условий.
Данный водоносный комплекс представлен известняками, глинистыми и доломитизированными, а также массивными ангидритами и изолирован от нижележащих отложений водоупором нижнекаменноугольного возраста (С1v), а от вышележащих - глинами верхнепермского возраста (P2u).
Пластовые воды этого комплекса представляют собой рассолы хлор-кальциевого типа по классификации В.А.Сулина с общей минерализацией, изменяющейся в диапазоне 43,598 - 96,881 г/л, плотностью от 1,0323 до 1,0770 г/л и преобладанием в солевом составе хлоридов натрия (327,65 -1196,20 мг-экв/л) и кальция (200,00 - 560,00 мг-экв/л) (таблица 1.4), причем для рассматриваемых подземных вод характерно отсутствие в растворе сульфатов натрия, а иногда и кальция.
Таблица 1.5 - Свойства и состав пластовых вод
Параметр |
Количество исследованых |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|
скважин |
проб |
|||
Газосодержание, м3/м3 |
3 |
3 |
0,52 -0,92 |
0,675 |
Плотность воды, кг/м3 |
|
|
|
|
- в стандартных условиях |
21 |
35 |
1015,0 - 1077,0 |
1054,0 |
Вязкость в пластовых условиях, мПа·с |
|
|
|
0,95 |
Химический состав вод, мг/л |
|
|
|
|
Na+ + К+ |
21 |
35 |
327,65 - 1196,20 |
849,92 |
Ca +2 |
21 |
35 |
200,00- 560,00 |
300 |
Mg +3 |
21 |
35 |
90,490 - 555,60 |
210 |
Cl - |
21 |
35 |
708,87-1642,40 |
1330 |
HCO3- |
21 |
35 |
0,10- 11,60 |
9,8 |
SO4-2 |
21 |
35 |
0,03-49,20 |
19,12 |
Вr- |
10 |
23 |
45,21-197,5 |
149,67 |
J- |
10 |
18 |
1,27 -16,9 |
7,94 |
B+3 |
2 |
2 |
66-72 |
69 |
Общая минирализация , г/л |
21 |
35 |
43,59- 96,88 |
75,04 |
Водородный показатель, рН |
21 |
35 |
4,0-8,2 |
6,9 |
Химический тип воды, преимущественный (по Сулину В.А.) |
Cl-Ca |
|||
|
||||
Наличие в пластовых водах сероводорода (до 209 мг/л) обусловливает коррозионные свойства воды. Присутствие в рассолах ионов железа при наличии сероводорода в щелочной среде (водородный показатель пластовых вод рН достигает 8,2) может вызывать образование нерастворимых соединений железа (Fe++ + H2S = FeS + H2).
Концентрация промышленно-ценных компонентов в пластовых водах каменноугольно-нижнепермских отложений (йод - до 16,9 мг/л; бром - до 197,5 мг/л) не всегда достигает кондиционных значений, хотя в попутных водах, извлекаемых совместно с нефтью при разработке залежи, содержание их несколько выше (I – 22,2 мг/л; Br - 217,89 мг/л; B - 72,0 мг/л).
Состав растворенных в воде газов азотно-метановый, диапазон изменения газового фактора от 0,52 до 0,92 нм3/м3. Водообильность комплекса характеризуется дебитами от единиц до 230 м3/сут.
Пластовая температура каменноугольно-нижнепермского водоносного комплекса (24-19,5оС) характерна для геотермически малоактивных районов; пластовое давление составляло – 9- 14,0 МПа в интервалах глубин 1000 – 1380м в начальный период разработки залежи.
Для закачки теплоносителя (пара) в залежь, используются пресные воды из водозаборных скважин, а утилизация попутно добываемой воды производится в песчаники чаркобожской свиты нижнего триаса, для чего оформлен горный отвод и создан полигон подземного захоронения сточных вод.