Зеленогорская площадь
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
песчаностиКоэффициент расчлененностиХаракте-ристика прерывис-тостиДругие показа-тели неодно-родностисреднее значениекоэф-т вариациисреднее значениекоэф-т вариации4780,5222,205,5538,120,98-
2.3 Физико-химические свойства флюидов
2.3.1 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
Физико-химические свойства нефти и газов исследовались в секторе пластовых нефти и газов ТатНИПИнефть и ЦНИЛ объединения Татнефть.
Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами. К настоящему отсчету сделано качественных определений параметров пластовой нефти по 26 скважинам.
Имеющиеся данные в табл. 3.4, свидетельствуют, что значения параметров пластовой нефти, поверхностной нефти и газа изменяются. Так давление насыщения изменяется от 8,30 до 9,60 МПа, среднеарифметическое значение по площади равно 8,98 МПа, газосодержание от 53,1 до 67,8 м3/т, среднее 62,9 м3/т, объемный коэффициент от 1,1120 до 1,1180, среднее 1,1611, плотность пластовой нефти от 0,7950 до 0,8270 г./см3, среднее 0,8096 г./см3, плотность же дегазированной нефти в среднем составляет 0,8625 г./см3, вязкость пластовой нефти от 2,21 до 4,81 мПас, среднее 3,53 мПас, вязкость же нефти в поверхностных условиях в среднем составляет 20,25 сП (14,6-25,9 сП). Содержание серы в среднем - 1,6%, асфальтенов - 2,8% весовых.
Нефть в поверхностных условиях по величине вязкости может быть отнесена к группе средних нефтей, выход светлых фракций составил 7,3% объемных при разгонке до 100С, 26,3% - до 200С, 47% - до 300С. Состав газа по площади изменяется незначительно. Плотность газа в пластовых условиях в среднем равна - 1,2690 г./л, при поверхностных же условиях в среднем равна - 1,2960 г./л.
В газе содержится метана - 39,76%, этана - 23,4%, пропано-бутановых фракций - 16,85%, азота - 8,71; объемных. Таким образом, нефти Зеленогорской площади можно отнести к типу парафинистых, сернистых и смолистых.
Свойства пластовой нефти и газа
№ п/пНаименованиеКол-во исследов. скважинДиапазон измененияСреднее значение123451Месторождение, площадьЗеленогорская площадь2ГоризонтД13Давление насыщения газом Рн, МПа168,30-9,608,984Газосодержание R, нм3/т контакт дифференц.20 53,1-67,8 40,4-54,6 62,9 49,75Газовый фактор при условиях сепарации, нм3/т Р1=5 кгс/см2; Т1=9С Р2=1 кгс/см2; Т2=9С 32,9-44,2 7,5-10,4 40,4 9,36Объемный коэф-т, Вн261,112-1,1881,16117Плотность ?н, г/см3230,7950-0,827070,80968Объемный коэф-т при условиях сепарции, Вн9Вязкость ?н, мПас192,21-4,813,53
Усредненные результаты замеров плотности и вязкости нефти и эмульсий Зеленогорской площади от обводненности и температуры приведены в табл. 3.5.
Зависимость плотности и вязкости нефти об обводненности и температуры
№ п/пОбводненностьПлотность, г/см3Вязкость, мПас при температуре С051020100,855021,5219,8717,011,32100,893054,761,255,023,43200,9130153,1138,550,932,04300,9220156,870,758,537,55400,9380210,9174,1154,867,16500,9740846,1501,8370,0259,2
2.3.2 Физико-химические свойства пластовой воды
Подземные воды пашийских отложений Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения представлены хлоркальциевыми (по В.А. Суслину) рассолами, общая минерализация которых колеблется от 249,6 до 281,5 г/л. Характерным для пластовых вод терригенного девона является незначительное содержание сульфат-иона. На Зеленогорской площади в пластовых водах пашийских отложений содержание сульфат-ионов колеблется от следов до 55,6 мг/л. В естественных условиях в пластовых водах пашийских отложений сероводород отсутствует. Однако закачка пресных речных вод, содержащих сульфаты и сельфатредуцирующие бактерии, в нефтяные пласты с целью ППД приводит к образованию сероводорода до 50-60 мг/л и увеличивает скорость коррозии металла в воде.
По составу растворенного газа в пластовых водах преобладает - метан. Газонасыщенность вод колеблется от 300-700 см3/л, упругость растворенного газа 60-130 ат. Общее количество углеводородных газов 60-75%, из них этана и высших от 4 до 38%, углеводородно-азотный коэффициент от 1,4 до 3.
Плотность пластовых вод составляет в среднем 1,1839 г./см3, вязкость пластовых вод составляет в среднем 1,9845 сП.
Температура пластовой воды составила 35,5С.
3. Анализ текущего состояния разработки
3.1 Анализ выработки пластов
В 2007 году из продуктивных пластов горизонтов Д0 и Д1 отобрано 1,212 млн. тонн нефти. В 2008 году из этих же горизонтов отобрано 1,117 млн. тонн нефти, что на 0,095 млн. тонн меньше, чем в 2003 году, а в 2009 году - 1,003 млн. тонн нефти, что на 0,114 млн. тонн меньше, чем в 2004 году.
В 2007 году темп выработки от начальных извлекаемых запасов составил 1,13% и 3,99% остаточных извлекаемых запасов. В 2008 году он составил 1,04% от НИЗ и 3,82% от остаточных извлекаемых запасов, а в 2009 году - 0,94% от НИЗ и 3,57% от остаточных.
С начала разработки в 2007 году добыто 77,717 млн. тонн нефти, в 2008 году - 78,834 млн. тонн нефти, а в 2009 году - 79, 837 млн. тонн нефти, что составляет, соответственно, 78,67%, 73,72%, 74,66% от НИЗ.
По состоянию на 01.01.2007 г. добыто 93,7% запасов песчаных коллекторов, 50% - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 35,6% - от запасов алевролитов, 94% - от запасов контактной водонефтяной зоны.
По состоянию на 01.01.2008 г. добыто 94% от запасов песчаных коллекторов, 51% - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 36% - от запасов алевролитов, 94% - от запасов контактной водонефтяной зоны.
По состоянию на 01.01.2009 г. добыто 94,3% от запасов песчаных коллекторов, 51,9% - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 36,4% - от запасов алевролитов, 94,1% - от запасов контактной водонефтяной зоны.
3.2 Характеристика показателей разраб?/p>