Реферат: Характеристика месторождения

Таблица 2.1.2. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (однократное разгазирование)

№ скв.	№	Интервал	Плотность газа в ст. усл., кг/м3	С о д е р ж а н и е, % мол.
	пробоотборника	испытания, м		метана	этана	пропана	изо-бутана	н-бутана	изо-пентана		н-пентана		гексанов		гептаов		азота+ редких		углекислого газа
Поисково-разведочные скважины
Пласт ПК19
72		1560–1564	0.741	95.48	1.83	0.44	0.08	0.15		0.09		0.05		1.54				0		0.34
Пласт БВ112
82		2194–2196	0.836	88.89	4.70	0.48	2.45	0.25		0.63		0.05		2.26				0		0.29
Пласт ЮВ12-3
72	3375/3	2478–2485	1.198	34.40	10.57	22.52	8.84	11.74		4.94		3.76		2.18		-		0.42		0.62
	3376/1	-»-	1.128	39.46	10.92	20.12	6.72	10.76		4.85		3.61		2.75		-		0.00		0.79
	3392/1	-»-	1.167	36.25	11.03	21.03	8.28	11.69		4.64		3.45		2.10		-		0.75		0.68
Эксплуатационные скважины
Пласт Ач
3003	1	2425–2435	1.199	62.55	7.70	12.37	3.63	5.36		1.97		1.74		1.88		0.69		1.25		0.69
Пласт ЮВ12-3
432	1	2557–2564	1.366	50.77	9.68	17.36	5.42	7.91		2.48		2.09		1.97		0.70		0.64		0.81
454	1	2520–2525	1.261	57.11	9.15	15.35	4.42	6.36		2.02		1.72		1.61		0.59		0.76		0.77
487	1	2501–2506	1.426	48.49	8.98	17.31	5.73	8.61		2.95		2.51		2.57		0.87		0.89		0.89
491	1	2498–2505	1.341	53.22	8.62	15.97	5.08	7.57		2.54		2.16		2.05		0.73		1.06		0.81
493	1	2550–2558	1.398	50.51	8.90	16.53	5.42	8.24		2.90		2.48		2.45		0.87		0.70		0.80
502	1	2543–2551	1.530	39.18	11.53	22.79	6.87	10.16		3.02		2.49		2.20		0.76		0.38		0.46
514	1	2531–2548	1.334	51.36	10.39	17.98	5.03	7.22		2.20		1.83		1.72		0.59		0.75		0.79
521	1	2602–2613	1.318	52.50	9.89	16.49	4.79	6.88		2.29		1.84		1.71		0.60		1.27		1.59
532	1	2533–2548	1.460	44.63	10.14	19.84	6.46	9.56		2.87		2.35		2.04		0.70		0.51		0.75
539	1	2502–2512	1.300	53.97	9.60	17.09	4.93	6.97		2.09		1.72		1.54		0.52		0.60		0.83
616	1	2634–2653	1.188	64.60	7.18	11.56	3.51	5.21		2.00		1.77		2.03		0.77		0.43		0.77
1123	1	2520–2529	1.220	61.25	7.49	13.48	4.02	5.65		2.00		1.75		1.84		0.65		1.02		0.70

Таблица 2.1.3. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (ступенчатая сепарация)

№ скв.	№ ступени	Интервал испытания, м	Плотность в станд. усл., кг/м3	С о д е р ж а н и е, % мол.
				метана	этана	пропана	изобутана	н-бутана	изопентана	н-пентана	гексаны	гептаны	азота + редких	углекислого газа
Поисково-разведочные скважины
Пласт ПК19
72		1560–1564	0.695	97.43	1.53	0.24	0.03	0.05	0.02	0.02	0.36		0	0.32
Пласт БВ112
82		2194–2196	0.739	93.02	4.51	0.33	1.13	0.09	0.18	0.01	0.44		0	0.29
Пласт БВ13
64		2296–2304	1.076	64.52	11.76	14.59	2.88	3.71	0.80	0.62	0.65		0.41	0.06
Пласт ЮВ12-3
72	1	2478–2485	0.905	58.58	10.87	14.95	4.02	5.05	1.73	1.24	0.51	-	1.83	0.86
	2	– «-	0.916	57.05	11.93	16.03	4.14	4.80	1.76	1.24	0.55	-	1.27	0.88
	3	– «-	1.071	41.23	14.94	23.80	6.17	7.24	2.42	1.72	0.79	-	0.38	0.93
	4	– «-	1.357	22.25	15.82	31.92	9.47	11.95	9.71	2.62	0.99	-	0.02	0.75
	5	– «-	2.134	3.14	7.96	27.66	11.48	15.02	4.72	28.68	0.79	-	0.00	0.27
72	1	2478–2485	0.808	70.88	11.11	9.63	1.97	2.24	0.73	0.52	сл.	-	1.96	0.97
	2	– «-	0.965	49.67	18.39	18.76	3.85	4.55	1.36	0.99	0.56	-	0.37	1.16
	3	– «-	1.128	33.37	23.11	27.33	5.91	5.78	1.45	1.06	0.47	-	0.19	1.03
	4	– «-	1.834	4.28	12.91	43.13	14.11	16.46	4.40	2.89	0.94	-	0.00	0.43

Таблица 2.1.4. Компонентный состав свободного газа

№ скв.	Интервал испытания, м	С о д е р ж а н и е, % мол.
		метана	этана	пропана	изобутана	н-бутана	изопентана	н-пентана	С6+высшие	азота+редких	углекислого газа
Пласт ПК19
72	1560–1564	98.75	0.58	0.11	0.01	0.02	0.19	0.01	0.17	0.01	0.15
Пласт БВ11
60	2157–2167	93.19	2.21	0.84	0.81	0.27	0.28	0.08	1.74	0.32	0.26

Таблица 2.1.5. Физико-химические свойства пластового газа

№ скв.	Интервал опробования	Рпл,	Тпл,	Объемный	Усадка	Коэф. сжимаемкости -	Мол. вес	Содержание конденсата, г/м3		Плотность газа		Ркр, МПа	Ткр, 0К
	глубина, м абс. отм	МПа	оС	коэф. пласт. нефти	%	1 МПа·10-4	газа	стабильный	сырой	абс., г/л	относит.
Пласт ПК19
72	1560.0–1564.0 -1447.2–1451.2	15.31	47	0.0059	169.95	0.840	16.49	4.92	5.15	0.686	0.569	4.61	191
Пласт БВ11
60	2157.0–2167.0 -2044.2–2054.2	21.20	63	0.0045	224.38	0.840	18.84	70.05	80.26	0.783	0.650	4.59	203

Пласты группы БВВ пласте БВ₁₀² по результатам исследования глубинных проб пластовых нефтей изучен состав растворенного газа. Растворенный газ содержит метана в среднем 72,56%, этана – 10,45%, пропана – 10,40%, бутанов – 4,41%, пентан + высшие – 1,06%. Сероводород отсутствует, из негорючих компонентов определен углекислый газ (0,23%) и азот (0,87%). Относительная плотность по воздуху составляет 0,963.Нефтегазоконденсатные залежи содержатся в пластах БВ₉, БВ₁₀¹, БВ₁₁¹, БВ₁₁², БВ₁₂, а газоконденсатные в пластах БВ₁, БВ₂, БВ₃, БВ₆, БВ_7-8, БВ₁₁¹ и БВ₁₃. Эта группа наиболее полно охарактеризована анализами и представлена 18 поверхностными и 10 глубинными пробами пластовых нефтей, 7 анализами устьевых проб газа. По скважинам 58 бис, 62, 72 и 77 проведены промысловые газоконденсатные исследования, в процессе проведения которых отбирались пробы сырого конденсата и газа сепарации, и по трем объектам выполнен полный лабораторный комплекс исследования газоконденсатной системы с определением состава пластового газа и коэффициента извлечения. Пластовый газ имеет следующий состав: содержание метана – 94,93%, этана – 1,87%, пропана – 0,20%, бутанов – 0,44%, пентан + высшие 1,81%. Углекислый газ содержится в количестве 0,23%, азот – 0,52%.Содержание метана составляет 91,46–96,29%, этана 1,22–2,39%, пропана – 0,02–2,05%, бутанов – 0,17–1,36%, пентана + высшие до 0,75%. Относительная плотность по воздуху – 0,581–0,625. Сероводород не обнаружен, содержание углекислого газа достигает 1,36%. Инертные газы содержатся в незначительном количестве. Содержание азота в пределах 0,46–5,99%. Величина среднекритического давления составляет 4,71 МПа, среднекритической температуры – 195,36ºК.Конденсаты являются малосернистыми (0,001–0,023%), малопарафинистыми (не более 0,01%). Стабильный конденсат имеет плотность 0,752–0,792 г./см³, кинематическая вязкость при 20ºС составляет 0,882–1,368 см²/с. Молекулярный вес изменяется в пределах 97–114. Следует отметить, что с повышением температуры кипения возрастает плотность, кинематическая вязкость и показатель преломления.По групповому углеводородному составу конденсаты относятся к преимущественно нафтеновому и метано-нафтеновому типам. Некоторое отличие групповых и фракционных составов конденсатов объясняется различными пластовыми условиями, а также условиями отбора и сепарации.

По результатам исследования поверхностных проб, отобранных в процессе испытания скважины, плотность стабильного конденсата составляет 0,773 г./см³. Содержание серы – 0,04%, парафинов – 0,27%, смол селикагелевых – 1,21%, асфальтенов – 0,06%. Выход светлых фракций, выкипающих до 300ºС, составляет 88,5%.