Анализ Северо-Лабатьюганского месторождения ОАО 'Сургутнефтегаз'
Министерства
образования и науки Российской Федерации
Федеральное
государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального
образования
Тюменский
государственный нефтегазовый университет
Институт
геологии и нефтегазодобычи
Кафедра
разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
ОТЧЕТ
по
научно-исследовательской практике на базе Северо-Лабатьюганского месторождения
ОАО «СНГ»
Тема:
Анализ
эффективности работы погружных насосов
Исполнитель:
Cитник М.В.
магистрант
группы: РММЗ 13 3
Тюмень
2015 г.
Цели и задачи практики
В процессе написания первой главы мной был
проведен анализ Северо-Лабатьюганского месторождения «ОАО Сургутнефтегаз», был
произведен анализ геологических запасов, орогидрологическая и экономическая
характеристика района. Была произведена оценка состояния разработки
месторождения и история проектирования. Дальнейшие планы - это анализ
эффективности работы УЭЦН и вопрос внедрения перевернутых насосов на
нагнетательные скважины с низкой приемистостью.
СОДЕРЖАНИЕ
1.
ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Орогидрографическая
и экономическая характеристика района
2.
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
.1
Характеристика геологического строения Северо-Лабатьюганского месторождения
.2
История проектирования разработки месторождения
.3
Состояние разработки Северо-Лабатьюганского месторождения
.4
Физико-химические свойства нефти и газа
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
.1 Орогидрографическая и экономическая
характеристика района
В административном отношении
Северо-Лабатьюганское нефтяное месторождение находится в Сургутском районе
Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 273 км к
северо-западу от г. Сургута.
Месторождение расположено в пределах трех
лицензионных участков (ЛУ): (Северо-Лабатьюганский - лицензия XMH
11293 НЭ от 05.09.2002, срок окончания действия лицензии 01.06.2047,
Овлихлорский - лицензия XMH
12325 НЭ от 23.04.2004, срок окончания действия лицензии 01.03.2024 и
Южно-Чанатойский - лицензия XMH
14906 HP от
27.04.2010, срок окончания действия лицензии 20.04.2035, недропользователем
которых является OAO
«Сургутнефтегаз» (628415, Российская Федерации, Тюменская область,
Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г. Сургут, ул. Григория Кукуевицкого,
1, корпус 1).
Месторождение является объектом производствепной
деятельности НГДУ «Нижнесортымскнефть», имеющего развитую инфраструктуру:
пункты подготовки нефти, систему сбора и предварительного обезвоживания
продукции, систему напорных и мелжпромысловых нефтепроводов, газопроводов,
газотурбинные электростанции, высокоразвитую транспортную сеть, систему
электроснабжения, базы производственного обслуживания.
Среднегодовая минимальная температура воздуха
-47°С максимальная - +30°С,
суточные колебания за год составляют 8°С; 18 дней в году наблюдаются с
температурой ниже 30°C
и скоростью ветра от 10 до 30 м/с. За 180 дней в году выпадает 500 мм осадков,
из них 400 мм - в теплый период. Средняя высота снежного покрова - 71 см.
Первые заморозки на почве - 1 октября, последние - 5 июня, начало промерзания
грунтов - 25 сентября, максимальное промерзание до глубины 1.7 м - 20 апреля,
на глубине 1.2 м минимальная температура мерзлого грунта - от 0 до -2°C.
На междуречьях торфянистые грунты избыточно увлажненные и слаборазложившиеся
(до 30%).
Рис. 1.1 Обзорная карта района работ
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
.1 Характеристика геологического строения
Северо-Лабатьюганского месторождения
Месторождение расположено на границе Сургутского
свода и Фроловской мегавпадины, в пределах Ай-Пимского вала, в его крайней
северной части, который на западе граничит с Северо-Камынской седловиной, а на
востоке с Нижнесортымским валом.
Нефтеносными являются пласты черкашинской свиты
готерив-барремского возраста - AC10(1),
AC11 и юрские
отложения баженовской (пласт ЮС0 и тюменской (пласты ЮС1, ЮС2(1)) свит.
Месторождение изучено по данным сйсморазведочных
работ 2D и 3D
(плотность сейсмических профилей 1.8 пог. Км/км2) по результатам
поисково-разведочного бурения (71 скважина) и эксплуатационного бурения (620
скважин).
В пласте AC10(1)
выделена одна залежь нефти в районе скважины №4P.
По типу залежь - структурно-литологическая, размеры - 0.3х0.5 км. При испытании
скважины №4p дебит нефти
составил 15.6 м3/сут. при динамическом уровне 1620 м.
С отбором керна пробурено восемь скважин. Всего
по пласту проведено анализов по определению: открытой пористости -113,
проницаемости - 62.
Коэффициент вытеснения и фазовые проницаемости
приняты по аналогии с горизонтом AC11
Геофизические исследования выполнены в восьми
скважинах, гидродинамические - в одной.
Параметр нефти приняты по аналогии с горизонтом AC11.
Дегазированные нефти по технологической классификации характеризуются как
легкие и сравнительно легкие, маловязкие и вязкие, малосмолистые и смолистые,
парафинистые, сернистые.
В горизонте АС11 выделены 24 залежи нефти.
Основная залежь №1 расположена в верхней части горизонта (пласт AC
11 (01-02)) Залежь вскрыта 31 разведоиной и 503 эксплуатационпыми скважинами.
Потипу залеж литологически ограниченпая, размерами 8х62 км. Нефтенасыщенные
толщины изменяются от 0.4 до 33.3 м.
Рис. 2.1 - Геологический профиль
Северо-Лабатьюганского месторождения
После утверждения запасов нефти ГКЗ Роснедра
(2008 год), произошло объединение основных залежей горизонта AC11
Северо-Лабатьюганского и Логачевского месторожденпй в единую залежь
Северо-Лабатьюганского месторождения. Площадь нефтеносности залежи №.1
увеличилась на 12% (с 195563 до 221075 тыс. м 2)
Остальные залежи месторождення средних и мелких
размеров - от 0.5 х 0.5 до 27 х 4 км.
По площади продуктивные отложения горизонта
развиты неравномерно, представлеиы отдельными песчано-алевролитовыми телами (IIAT),
состоящими из отдельных линз коллектора. С большой долей условности ПAT
объединены в три пласта - AC11(01-02),
AC11(03) AC11(
04)
Коллектора горизонта AC
«райне неоднородны по проницаемости. Хорошо и средне проницаемые (более 10 мД)
интервалы хаотично распространены по всему разрезу горизонта AC
и содержат всего 19% геологических запасов нефти. Проницаемоств остальных
продуктивных пропластков менее 10 мД.
С отбором керна пробурено 39 скважин. Bceгo
по пласту проведено анализов по определению: открытой пористости - 2228,
проницаемости - 944.
Для расчета коэффициента вытеснения па керне
выполнено 48 определений, для pacueтa
относительных фазовых проницаемостей - семь лабораторных опьттов. Геофизические
исследования выпоянены в 667 сквыжинах, гидродинамические - в 90 скважинах.
Параметры нефти изучены на образцах 69 глубинных
проб из 31 скватины и 29 поверхностных проб из девяти скважин. Дегазированные
нефти по технологической классификации характериэуются как легкие и
сравнительно легкие, маловязкие и вязкие, малосмолистые и смолистые,
парафинистые, сернистые.
В пласте ЮС0 промышленная нефтеносность
установлена в двух скважинах: №6п, расположенной на юге месторождепия и №300
расположенной на севере.
На современной стадии изученности баженовской
свиты не установлены закономерности развития коллекторов в разрезе, зонт
нефтеносности в пласте ЮС0 закартированы вокруг скважин с максимальными
дебитами.
Рис. 2.2 - Карта нефтенасыщенных толщин и
геологический профиль пласта ЮС0
Рис. 2.3 - История эксплуатации Скважины №300
Залежи пласта ЮС0 ограничены радиусом 1 км вокруг
скважины №6п, где в процессе бурения с помощью пластоиспытателя КИИ-146 получен
приток нефти дебитом 6м3/сут. и вокруг скважины №300, где получен приток нефти
с дебитом 7,7 м3/сут. при депрессии на пласт 11Мпа.
С отбором керна пробурено пять скважин. Bceгo
по пласту проведено 20 анализов по определению открытой пористости.
Коэффициенты вытеснения и относительные фазовые
проницаемости для баженовских отложений не определяются из-за гидрофобного
состояния пород и отсутствия проницаемости по воде (высокие капиллярпые силы -
более 50 MПa).
Геофизические исследования выполнены в 32
скважинах, гидродинамические - в 22 скважинах.
Параметры нефти изучены на образцах 5
поверхностных проб из четырех скважин. Параметры дегазированной нефти приняты
по аналогии с Ай-Пимским месторождением: нефть сравнительно легкая, маловязкая
и вязкая, малосмолистая, парафинистая, сернистая.
В пласте ЮС1 выделена одна залежь нефти. Залежь
включена в состав Северо-Лабатьюганского месторождения по решению Роснедр в
2010 году (ранее относилась к Логачевскому месторождению). По типу залежь
пластово-сводовая, вскрыта одной скважиной №224. Размеры залежи 2.5х8 км,
высота - около 10 м. Керн из пласта не отбирался.
Коэффициент вытеснения и фазовые проницаемости
приняты по аналогии с юрскими пластами месторождений Сургутского свода.
Геофизические исследования выполнены в одной
скважине, гидродинамические - не проводились.
Параметры нефти приняты по аналогии с пластом
ЮС21 Дeгaзиpoвaнныe
нефти по технологической классификации характеризуются как легкие и
сравнительно легкие, средней вязкости, малосмолистые и смолистые, парафинистые,
сернистые.
В пласте ЮС2-1 выделены пять залежей нефти.
Залежи вскрыты 13 разведочными и 2 эксплуатационными скважинами. После
утверждения Роснедр запасов нефти (2010 год) к пласту ЮВ2-1
Северо-Лабатьюганского месторождения отнесена залежь ЮС2 Логачевского
месторождения.
По типу все залежи - структурно-литологические и
пластово-сводовые, размеры залежей - от 5 х 6 км до 7 х 12.5 км, высота от 14.4
до 77.6 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 до 8.8 м.
С отбором керна пробурено 10 скважин. Всего по
пласту проведено анализов по определению: открытой пористости - 156,
проницаемости - 68.
Лабораторные опыты по определению коэффициента
вытеснения и относительных фазовых проницаемостей на собственных образцах керна
не проводились. Для характеристики пласта использованы результаты исследований
юрских пластов месторождений Сургутского свода.
Геофизические исследования выполнены в 23
скважинах, гидродинамические параметры нефти изучены на образцах 5
поверхностных проб из четырех скважин. Дегазированные нефти по технологической
классификации характеризуются как легкие и сравнительно легкие, средней
вязкости, малосмолистые и смолистые, парафинистые, сернистые.
Геолого-физическая характеристика продуктивных
пластов приведена в таблице 1.
Таблица
1
Геолого-физическая характеристика продуктивных
пластов Северо-Лабатьюганское месторождение
параметры
|
АС10(1)
|
АС11(01-02)
|
АС11(03)
|
АС11(04)
|
ЮС0
|
ЮС1
|
ЮС2(1)
|
средняя
глубина залегания (абс. отм), м
|
2320
|
2419
|
2514
|
2586
|
2872
|
3001
|
3008
|
Тип
залежи
|
структ.-литол.
|
литологически-экранированный
|
тип
коллектора
|
поровый
|
каверно-трещино-поровый
|
поровый
|
площадь
нефтеносности, тыс.м2
|
102
|
515812
|
103367
|
132383
|
6280
|
20123
|
235138
|
Средняя
общая толщина, м
|
17,8
|
81,2
|
39,1
|
48
|
26,4
|
13
|
16
|
Средняя
эффективная нефтенасыщенная толщина. м
|
1,3
|
7,2
|
2,4
|
4,7
|
7
|
1,95
|
2,8
|
Средняя
эффективная водонасыщенная толщина, м
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1,6
|
коэффициент
пористости, доли ед.
|
0,2
|
0,17
|
0,17
|
0,18
|
0,08
|
0,1
|
0,16
|
Коэффициент
нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.
|
0,65
|
0,53
|
0,53
|
0,85
|
0,9
|
0,61
|
Коэффициент
нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.
|
0,65
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
0,61
|
Коэффициент
нефтенасыщенности пласта, доли ед.
|
0,65
|
0,53
|
0,53
|
0,58
|
0,85
|
0,9
|
0,61
|
Проницаемость,
10(-9) мкм2
|
5
|
16
|
34
|
40
|
-
|
1
|
1
|
коэффициент
песчанистости, доли ед.
|
0,07
|
0,09
|
0,06
|
0,1
|
0,27
|
0,15
|
0,18
|
Расчлененность,
ед.
|
4
|
11,6
|
3,9
|
6,5
|
-
|
3
|
3
|
Начальная
пластовая температура, оС
|
77
|
85
|
85
|
85
|
95
|
103
|
103
|
Начальное
пластовое давление, МПа
|
23,3
|
24,6
|
25,3
|
26,1
|
34
|
30
|
30
|
вязкость
нефти в пластовых условиях, мПа*с
|
1,52
|
1,52
|
1,52
|
1,52
|
1,98
|
0,42
|
1,12-2,19
|
Плотность
нефти в пластовых условиях, т/м3
|
0,766
|
0,766
|
0,766
|
0,779
|
0,671
|
0,753-0,813
|
Плотность
нефти в поверхностных условиях, мПа*с
|
0,854
|
0,854
|
0,854
|
0,854
|
0,854-0,861
|
0,802
|
0,853-0,871
|
Абсолютная
отметка ВНК,м
|
2321,5
|
|
|
|
|
|
2943,3-3038,2
|
Объемный
коэффициент нефти, доли ед.
|
1,22
|
1,22
|
1,22
|
1,22
|
1,176
|
1,429
|
1,114-1,214
|
геологический экономический
лабатьюганский скважина
2.2 История проектирования разработки
месторождения
На разработку Северо-Лабатьюганского
месторождения составлено три проектных технологических документа.
В 2003 году составлен первый проектный документ
- «Технологическая схема OПP Северо-Лабатьюганского месторождения» (протокол ТО
ЦКР по XMAO от 08.04.2003 №395).
В 2005 году выполнен «Анализ разработки
Северо-Лабатьюганского месторождения» (протокол ТО ЦКР по XMAO от 29.08.2005
№695), в котором программа опытно-промышленных работ и проектные показатели
были уточнены в связи с включением в Северо-Лабатьюганское месторождение ранее
самостоятельных Западно-Ай-Пимского и Северо-Ай-Пимского месторождений.
В 2006, 2007 гг. выполнены «Авторские надзоры за
разработкой Северо-Лабатьюганского месторождения» (протоколы ТО ЦКР Роснедра по
ХМАО-Югре от 24. 10.2006 г. №829 и от 27.09.2007 г. №947).
В 2008 году ТО «СургутНИПИlнефть» составлена «Технологическая
схема разработки Северо-Лабатьюганского месторождения» (протокол ТО ЦКР
Роснедра по ХМАО-Югре от 25.11.2008 г. №1098). Основные положения:
По пласту AC10(1)- разработка залежи одной
скважиной №4p.
По горизонту AC11 - разбуривание единой сеткой
скважин, расположенных по девятиточечной системе с плотностью сетки - 16
га/скв. с проведением индивидуальных гидроразрывов пластов AC11(01-02), 0
AC11(03) и AC11(04) на стадии строительства скважин, постепенный (по мере
изучения геологического строения) переход от девятиточечной к
очагово-избирательной системе.
По пласту ЮС0 - опытно-промышленная разработка
залежи пятью горизонтальными добывающими скважинами на естественном режиме.
Плотность сетки - 50 га/скв.
По пласту ЮС2(1) - опытно-промышленная разработка
с размещением скважин по пятиточечной системе с плотностью сетки - 16 га/скв.
Проведение ГРП на стадии строительства скважин.
Проектные уровни (запасы категорий BC1):
Добычи нефти, тыс. т/год 3351
Добычи жидкости, тыс. т/год 9146
Отбора растворенного - (попутного) газа, м3/гoд.
- 292
Закачки воды, тыc.м3/гoд 10977
Фонд скважин всего - 1770, в том числе:
добывающих - 946, нагнетательных 792, наблюдательных - 9, водозаборных - 23.
Скважин с боковыми стволами-91.
Рис. 2.4 - Фонд скважин
Фонд скважин для бурения всего - 1538, в том
числе: добывающих - 797, нагнетательных - 738, наблюдательных - 3. Фонд скважин
для зарезки боковых стволов при KPC - 89.
.3 Состояние разработки Северо-Лабатьюганского
месторождения
Северо-Лабатьюганское месторождение открыто в
2000 году, введено в опытно-промышленную разработку в 2004 году. Промышленная
разработка месторождения ведется с 2009 года. В разработке находятся два
эксплуатационных объекта: АС10(1) и АС11
По состоянию на 01.01.2013 на месторождении
отобрано 6519.7 тыс. т нефти, в том числе: из горизонта AC 6519.4 тыс. т, из
пласта AC10(1) - 0.3 тыс. т. Текущий КИН составил 0.026 (от запасов
разрабатываемых пластов по категориям ВС1 - 248246 тыс. т) при обводненности
продукции - 30.1%. Накопленная добыча жидкости - 8534.3 тыс. т, накопленная
закачка воды 10830.7 тыс. м', накопленная компенсация - 95.6%, текущая
компенсация - 100%. В 2005-2012 годах добыча нефти на месторождении
соответствовала проектной величине. При этом темпы освоения месторождения выше
проектных. В 2012 году объем бурения достиг 537 тыс. м/г при проектном - 476
тыс. м/г. В эксплуатацию введено 166 добывающих скважин (проект - 135).
Рис. 2.5 - Сравнение проектных и фактических
показателей разработки (Добыча нефти всего, тыс. т)
Рис. 2.6 - Сравнение проектных и фактических
показателей разработки (Добыча жидкости всего, тыс. т)
По состоянию на 01.01.2013 на месторождении
пробурено 605 скважин, в том числе: добывающих - 425, нагнетательных - 148,
водозаборных - 23, наблюдательных - 9. Коэффициенты использования фонда
скважин: добывающих - 0.93, нагнетательных - 0.93. Коэффициенты эксплуатации
действующего фонда скважин: добывающих - 0.98, нагнетательных - 0.98.
Утвержденный проектный фонд (1770 скважин)
реализован на 34%.
Объект AC10 разрабатывается одной скважиной №4P
совместно с горизонтом AC11 Из пласта отобрано 0.26 тыc. т нефти. В 2012 году
скважиной отобрано 0.018 тыс. т., дебит скв: кины по нефти - 0.1 т/сут, по
жидкости 3.6 т/сут., обводненность - 98.6%. В 2010 году планируется выполнить
ремонтные работы по изоляции горизонта АС11
На объекте АС11 реализуется утвержденная
девятиточечная система разработки. Накопленная добыча нефти составляет 6519.4
тыс., отборов НИЗ 8.9%, при текущей обводнённости 30.1 %, текущий КИН - 0.027.
В 2012 году добыча нефти по объекту поставила
3119.1 тыс. т, добыча жидкости - 4459.2 тыc. т, закачка воды - 5793.4 тыс. мЗ.
На объекте пробурено 576 скважин, в том числе: добывающих - 420, нагнетательных
- 147, наблюдательных - 9. Добывающие скважины эксплуатировались со средним
дебитом нефти 27 т/сут, жидкости - 38.6 т/сут. Забойные давления в скважинах в
среднем равны 14.1 MПa.
Во всех добывающих скважинах проводится ГРП, что
позволяет увеличить производительность скважин в среднем в два раза.
Запроектированная площадная девятиточечная
система разработки до конца не сформирована для поддержания пластового давления
в пласт закачано 0830.7-тыс.м’ воды, в том числе в 2012 году - 5793.4 тыс. м
накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 95.6%, текущая
- 100%.
При начальном пластовом давлении 24.8 MПa
текущее пластовое давление составляет - 24.3 MПa. Максимальное снижение
давление до 19.3 MПa отмечается на участках с пока несформированной системой
ППД. Максимальное пластовое давление, зафиксированное в нагнетательных
скважинах - 33 MПa. Нагнетательные скважнн работают со средней приемистостью -
208.2 м'/сут.
Проводимые па месторождении опытные работы по
оценке влияния закачки воды на продукгивность объекта показали, что в процессе
формирования системы дебит нефти увеличивается в 1.5 раза. Увеличение
закачиваемых объемов воды привело к увеличению дебитов нефти в 79% скважин, к
уменьшению дебитов нефти за счет роста обводненности в 21% скважин. Вероятность
получения отрицательного эффекта от увеличения приемистости нагнетательных
скважин выше на более неоднородных участках.
Разобщение горизонта на более мелкие объекты на
начальной стадии разработки признано преждевременным в связи с существенными
потерями в текущей добыче нефти и снижением эффективности ГРП на нижних пластах
при заводненных верхних.
Проведем анализ эффективности бурения БГС. На
объекте выполнены опытные работы по зарезке трех горизонтальных боковых стволов
(два - в 2012 г., один - в 2013 г.), на основании которых сделан вывод о том,
что данное мероприятие эффективно для выработки запасов из пропластков
повышенной проницаемости, для выработки запасов из низкопроницаемых пропластков
следует применять в боковых стволах ГРП.
Исследования по контролю за выработкой запасов
нефти объекта AC11 промыслово-геофизическими методами проведено в 74
добывающих, 94 нагнетательпых и девяти наблюдательных скважинах.
Перфорацией вскрыто 95% эффективной нефтенасыщенной
толщины, вовлечено в разработку - 67%. Не вовлеченными остаются наименее
проницаемые интервалы.
Обводненность продукции скважин связана с
выносом технической воды, поступившей в пласт при гидроразрыве пласта и
прохождением фронта закачиваемой воды (отмечается в 25 исследованных добывающих
скважинах).
В 2012 г. выполнены исследования по закачке
индикаторной жидкости. Участок проведения трассерных исследований включает
нагнетательную скважину №488 и семь добывающих скважин, на основании которых установлено
направление каналов низкого фильтрационного сопротивления и трещин,
образовавшихся при ГРП, по которым наблюдается прорывы пластовых и закачиваемых
вод.
На месторождении пробурено девять наблюдательных
скважин, в которых ежегодно проводятся исследования по определению текущей
нефтенасыщенности объекта методом С/О каротажа. По результатам данных
исследований определяются текущие коэффициенты вытеснения нефти по скважинам.
Программа ГТМ выполняется. За период 2004-2012
гг. на месторождении проведено 612 скважино-операций по воздействию на пласты
(было запланировано - 678), в том числе: ГРП в 531 скважине (было запланировано
527), 57 OП3 физико химическими методами (солянокислотные и глинокислотные ОПЗ
комбинированноее химико-депрессионное воздействие и др.) при плане - 95
скважино-операций, четыре перфорационных воздействия (было запланировано 16),
три ремонтно-изоляционных мероприятия (было запланировано 17), 15 закачек
потокоотклоняющих и нефтеотмывающих составов (было запланировано 14), два гидродинамических
воздействия (было заплапировано 9). Проведена зарезка трёх боковых стволов
(непланировалось).
.4 Физико-химические свойства нефти и газа
Нефти залежей пластов АС можно охарактеризовать
как легкие, маловязкие, сернистые и смолистые. Основные параметры пластовой
нефти могут варьировать в значительных пределах. Например, на Ай-Пимском валу
по направлению от центра к периферии залежи пласта АС11 происходит изменение
давления насыщения от 9,4 до 8,2 МПа. На Черкашинской свите нефть в пластовых
условиях имеет меньшую плотность (792 кг/м3) и вязкость (2,02 мПа·с).
В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном
разгазировании в стандартных условиях преобладает метан (29,21%), присутствует
азот до 6,06%.
Свойства и характеристика поверхностной нефти и
газа приведены в таблице 4 и 5.
Пластовые воды пластов АС представляют собой
хлоркальциевые рассолы. Общая минерализация их составляет 275 г./л, а плотность
достигает 1190 кг/м3. Газосодержание в водах составляет 2,73 м3/т.
В составе воды ТТНК преобладают ионы хлора и натрия. Содержание ионов хлора и
натрия соответственно равно 4,49 и 3,3 млн. молей/м3, общая
минерализация достигает 8,68 млн. молей/м3.
Данные исследований показали, что состав газа
горизонтов АС10 и АС11 практически одинаковый. Газ пласта ЮВ0 отличается
меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана.
Характерным для девонских попутных газов
является:
отсутствие сероводорода;
относительная плотность выше единицы (1,0521);
содержание азота 13,3% по объему;
относятся к жирным газам.
Относительная плотность газа, растворенного в
нефти терригенного карбона, составляет 0,980; плотность газа - 1,0529.
Содержание гелия в продукции скважин составляет
0,051 - 0,055% по объему, аргона - до 0,041%.
Таблица
2
Характеристика нефти продуктивных пластов
Показатели
|
Объект
|
|
АС10(1)
|
АС11(01-02)
|
АС11(03)
|
АС11(04)
|
ЮС0
|
ЮС1
|
ЮС2(1)
|
Плотность
при 20 0С, кг/м3
|
849
|
850
|
856
|
856
|
904
|
904
|
886
|
Вязкость
нефти в поверхностных условиях, мПа·с
|
10,0
|
17,0
|
10,0
|
10,6
|
85,0
|
20,0
|
20,0
|
Вязкость
нефти в пластовых условиях, мПа·с
|
3,0
|
-
|
2,3
|
2,3
|
-
|
14,2
|
14,2
|
Газовый фактор, м3/т
|
55
|
-
|
64
|
62
|
-
|
21
|
21,5
|
Давление насыщения, МПа
|
8,8
|
-
|
8,4-9,6
|
8,4-9,6
|
5,2
|
5,5
|
5,6
|
Содержание,
% - серы - смол - асфальтенов - парафинов
|
1,5
6,6 3,2 3,2
|
1,1 13,9 2,6 5,4
|
1,5 8,1 4,1 5,0
|
1,5 9,5 2,5 5,0
|
3,7 13,6 4,5 2,9
|
2,8 17,2 5,1 4,1
|
2,8 12,4 5,1 3,4
|
Таблица
3
Показатели
|
Пласт
|
|
АС10
|
АС11
|
ЮС
|
Относительная плотность
|
-
|
1,0521
|
1,191
|
Молекулярный вес
|
28,9
|
29,9
|
35,7
|
Содержание
в газе, % - углекислоты - сероводорода - азота -
метана
|
- - 0,7 44,3
|
- - 12,3 40,4
|
5,1 0,7 20,7 23,6
|