Добыча нефти и газа. Минимальная глубина залегания нефти


Где и как залегают нефть и газ « Геология Земли

Нефть и газ залегают в глубинах земли почти всегда среди осадочных пород. Нефть пропитывает пески и песчаники, а иногда и трещиноватые известняки. Часть нефти просачивается на поверхность земли и даже скапливается в виде луж и озер, а газ, выходящий на поверхность, можно поджечь, и он будет гореть факелом. Такие огни в далекие времена горели на Апшеронском полуострове, привлекая ежегодно сотни паломников из Закавказя и Индии, считавших факелы священным огнем. В то время нефть использовалась для смазки, освещения, лечения и даже для военных целей. Так, например, в VII в. византийцы сожгли с помощью нефти арабский флот. Они вылили на поверхность моря бочки нефти и подожгли ее. Арабам казалось, что загорелось море. Через несколько часов их флот был уничтожен.

Но все же нефть и газ на поверхность выходят довольно не часто. Их обычно ищут там, где кора Земли способствует образованию и накоплению этих ископаемых. Нефть и газ как правило скапливаются там, где пески или песчаники, в которых они содержаться, изгибаются в складку. Такие складки имеют формы пологого свода. Их называют антиклиналью. Газ и нефть собираются в верхней части антиклинали. Газ размещается в самом верху, т. к. он самый легкий, образуя так называемую «газовую шапку», нефть посередине, а в самом низу — вода.

*

Но не в каждом своде антиклинали бывают залежи нефти и газа. Эти полезные ископаемые скапливаются тогда, когда в пластах образуется для них «ловушка», не нужно забывать, что нефть и газ — подвижные вещества. Если в земной коре нет условий для их накопления, то мельчайшие капельки нефти и пузырьки газа будут уноситься водой все дальше и дальше, пока вода не вынесет их на поверхность земли, где они совсем потеряются — уйдут в атмосферу.

Изгиб слоев антиклинальной складки — отличная ловушка. Однако бывает, когда песчаный слой просто переходит в слой глины или выклинится. В таком случае часть песка окружит со всех сторон глина, сквозь которую нефть не пройдет. В ловушке начнут скапливаться нефть и газ, и при этом они снова правильно разместятся по удельному весу: сверху будет располагаться газ, потом нефть и вода.

В известняках нефть может залегать иначе. Иногда встречаются плотные, массивные, очень мощные известняки, в которых отдельные участки разбиты трещинами и имеют пустоты. Образование пустот объясняется тем, что прежде находившиеся в этих местах известняки были растворены водой. В таких участках также могут скопиться нефть и газ. Поиски залежей нефти в известняках гораздо труднее, чем в антиклинальных складках, где нефть и газ залегают в сводовых частях.

Разведочное бурение той складки, где предположительно должна залегать нефть, нужно вести с предельной осторожностью. Нефть и газ залегают под землей под огромным давлением. Это давление зависит от глубины залегания нефти и может достигать величин 250—300 атмосфер и более. Вскрытие такой залежи часто вызывает нефтяной фонтан. Струя нефти и газа с большим грохотом вырывается наружу. Такой мощный фонтан часто выбрасывает из недр песок, камни или обломки бурового оборудования. Вышки рушатся, что может привести к гибели людей. Камни, которые вылетают из скважины, при ударе друг о друга, могут дать искру. От искры нефть с газом вспыхивают и их тяжело потушить.

При открытых фонтанах огромное количество газа и нефти пропадает зря. Кроме того, нефтяной пласт теряет газ, который должен расходоваться на выталкивание нефти из пласта в скважину и на подъем ее к поверхности земли.

Лет двадцать назад очень большой нефтяной фонтан ударил на Ашнеронском полуостроове на промысле Локбатан. Так много нефти с огромной силой просто выбивало на поверхность земли. ее была затоплена вся площадь промысла. С нефтью также выбрасывалось огромное количество песка и глины, что вскоре вышка высотой в 30 метров провалилась вместе со всем оборудованием.

Открытый фонтан — катастрофа на промысле. Однако при современной технике бурения и добычи нефти это явление стало очень редким.

www.geologiazemli.ru

Нефть на больших глубинах – трудности разведки

Нефть на больших глубинах, это объект исследования многих ученых во всем мире. Этой проблеме была посвящена первая конференция, которая проходила в Баку. Организатором этого важного форума выступила Национальная академия наук

Азербайджана, Российский государственный университет нефти и газа , Азербайджанская государственная нефтяная академия, а также  Российская академия наук. Этот симпозиум проводился именно в нефтяной столице Азербайджана, и это не случайно. Именно в Баку в свое время была создана и пробурена первая в мире скважина, с помощью которой стали добывать нефть в промышленных объемах. Это произошло еще в 1846 году на Апшеронском полуострове и это на тринадцать лет раньше, чем Пенсильванская скважина, которая была пробурена только тринадцать лет спустя.

Так что, именно Азербайджан можно считать столицей нефтяной промышленности не только в Азии, но и в мире. Тогда, сто лет назад говорили о том, что если нефть называть королевой, то Баку, безусловно, выступает в качестве ее бессменного трона  на протяжении многих десятилетий. Конечно, прошли годы, и нефть в Баку истощилась, появилась новая карта распределения запасов углеводородов. Теперь черное золото ищут непосредственно на дне Мирового океана.  Эти события начали развиваться в 2009 году, когда в шельфовой зоне Мексиканского залива было обнаружено одно из самых масштабных месторождений нефти всех времен. «Шеврон» сообщила о том, что объем нефтяного бассейна, составил порядка 15 млрд. баррелей. Но сам этот нефтяной бассейн находился на большой глубине в 8,8 километров. "Бритиш Петролеум" в том же 2009 году объявила о том, что в Мексиканском заливе имеется еще одно месторождение, но уже на глубине в 10,5 километров.

Этот бассейн располагается на площади Тибор. Нефть на больших глубинах до этого не добывали и опыт в бурении сверхглубоких скважин, прямо скажем, не велик. Только в России на Кольском полуострове была пробурена скважина глубиной в 12 с небольшим километров. В США и Германии тоже есть опыт бурения таких глубинных скважин, но впервые их бурили для того, чтобы получить промышленное топливо. В этом новом месторождении, согласно предварительным оценкам, должно  содержаться порядка 3 или 4 миллиардов баррелей нефти. И если классифицировать это месторождение по современным рамкам, то оно может относиться к размеру гигантских  бассейнов. Это событие привело к нескольким последствиям.

Во-первых,  в мировой акватории океана значительно активизировались работы по разведке месторождений нефти и газа.  Те запасы, которые были обнаружены в Мексиканском заливе, говорят о том, что нефть на больших глубинах, это явление, которое обладает большими перспективами для промышленных разработок. Так в Южном Каспии тоже есть нефтегазоносный район, который может стать перспективным для обнаружения больших объемов нефти на большой глубине.

Вторым следствием является то, что Мексиканский залив  дает возможности для того, чтобы пересмотреть некоторые незыблемые представления в теории происхождения нефти. Ранее считалось, что нефть имеет исключительно органическое происхождение. Она  создается из останков растений и животных, которые проживали на планете миллионы лет назад. Но в этом случае идет речь о том, как может сохраняться нефть на таких глубинах такой большой промежуток времени. Ведь на такой глубине должна происходить деструкция под воздействием по-настоящему высоких температур. То, что на таких глубинах находят большие залежи хорошей по качеству нефти, может говорить о том, что эти бассейны  хорошие хранилища, в которых не происходит негативных перерождений углеводорода в другие состояния.  А ведь ранее считалось, что чем ниже залегание нефтяного бассейна, тем хуже качество резервуара. Так ниже пяти километров резервуары должны становиться  непригодными для хранения качественной нефти. Кроме того, теперь могут измениться и представления  о том, н каков запас газа на планете, ведь голубое топливо генерируется еще на больших глубинах, чем нефть, а так глубоко раньше газ просто не искали. Кроме того, наличие нефти на глубине в 10 километров, что в два раза глубже предельных норм, говорит о том, что, возможно, нужно думать, что нефть имеет абиогенное происхождение, а не органическое, как это считали последние 200 лет. Теперь рассматриваются все нефтеносные пласты, подземные воды, изучается нефтехимия, для того, чтобы определить, каким образом, действительно, происходило образование этих гигантских нефтяных бассейнов на таких внушительных глубинах. А если подтвердится размер нефтяного бассейна в Мексиканском заливе, то это может говорить о том, что в Азербайджане запасы нефти тоже можно пересматривать в сторону их увеличения, причем эти объемы могут быть увеличены примерно в два раза, по сравнению  с первоначальными данными. А генерация углеводородов в Каспийском бассейне происходит значительно лучше, чем это можно наблюдать в Мексиканском заливе, а значит, и запасов там будет больше, чем у берегов Атлантики. 

Надо отметить, что ученые из Азербайджана производили оценку залежей нефти в каспийском бассейне на глубине в 8-12 километров еще четверть века назад.  Кроме того, уже в то время можно было производить бурение на такие глубины, как в случае с Кольской скважиной, но тогда экономически добывать эти углеводороды было неоправданно, так  как имелись другие, более доступные для разработки площади и бассейн Каспия оставили «на сладкое». "Азери"-"Чыраг"-"Гюнешли" и "Шахдениз", только эти два месторождения были так велики, что смогли обеспечить республику нефтью на 20 лет. Но сегодня становиться ясно, что приходит поря для того, чтобы производить изучение нефтяных запасов, расположенных на большой глубине. Для этого, естественно, необходимо разрабатывать и внедрять новейшие технологии, к которым относится и глубинное бурение. А условия для бурения таких глубоких скважин значительно боле суровые, там другие показатели давления и температур. Поэтому необходимо производить разработку самых новых технологий добычи.

news-mining.ru

Добыча нефти и газа

Усть-Балыкское  месторождение выявлено в 1961 г., бурение разведочных скважин осуществляется с 1959 г. С мая 1964 г. начата пробная эксплуатация по технологической схеме, составленной ВНИИнефть. Продуктивными горизонтами Усть-Балыкского месторождения является БС1 - БС5, БС10, с 1965 г. дополнительно АС8 и ачимовской толщи.

            Дополнительно пробуренными разведочными скважинами вскрыты юрские отложения, в которых установлена нефтеносность пласта ЮС2 тюменской свиты, мощность которой 12-25 м.

            Палеозойский фундамент. Породы палеозойского фундамента вскрыта на Усть-Балыкском  месторождении скв. 61р, 234р, 540р, 1184р.  Представлены они темно-зелёными серпентинитами, трещеноватыми с многочисленными зеркалами скольжения. Вскрытая мощность до 28 м. Возраст принимается условно - как  нижнепалеозойский.

            Юрская система, нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлен переслаиванием между собой сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаные и глинистые пласты не выдержаны по простиранию и части свиты (пласт ЮС2) нефтенасыщенные. Осадки накапливаются в контининтальных условиях.

            Меловая система, нижнемеловой отдел, берриасский и валанжинский ярусы (мегионская свита, правдинская пачка вартовской свиты). На Усть-Балыкском  месторождении из коллекторов ачимовской толщи получены малодебитные притоки нефти. Мощность толщи достигает 206 м. Мегионская свита сложена преимущественно глинистыми породами, лишь в основании и верхах свиты залегают прослои песчаников и алевролитов.

            В кровле свиты ниже чеускинской глинистой пачки выделяется песчано-глинистая пачка, к которой приурочены песчаных пласты, индексируемые горизонтами БС10,11. В горизонте БС10 содержатся промышленные скопления нефти.

            Общая мощность валанжинского яруса до 390 м.

            Готеривский и барремский ярусы объеденины в вартовскую свиту, представленную двумя подсвитами: нижний, объединяющей песчаные пласты, именуемые как группа “Б” и верхний - группа “А”.

            В разрезе нижний подсвиты на Усть-Балыкском  месторождении выделяются 9 песчаных пластов от БС1 до БС9. Выделенные песчаные пласты БС6, БС7, БС8 и БС9 не выдержаны по простиранию. В пластах БС1 - БС5 сосредоточены основные запасы нефти Усть-Балыкского  месторождения .

            Отложения аптского и альбского ярусов подразделены на две толщи: нижнюю глинистую (алымская свита) и верхнию песчано-алевролито-глинистую (нижняя часть покурской свиты).

            В тектоническом отношении Усть-Балыкское  месторождение приурочено к Сургутскому своду - положительной структуре 1 порядка. которая осложнена рядом структур 2 порядка, такими как Янгунское, Черноченское куполовидное поднятие, Пойкинский и Пимский валы и др. Усть-Балыкская и Солкинская структуры (3 порядка) расположены в юго-восточной части Пимского вала.

            Усть-Балыкское поднятие представляет собой наиболее крупную брахиантиклинальную складку меридианального простирания. По отражающему горизонту “Б” эта структура в пределах сейсмоизогипсы - 2700 м имеет размеры 8 х 16 м. Максимальная отметка свода поднятия по данным сейсмики составляет - 25400 м, район скв. 76р. Амплитуда поднятия составляет 120-125 м. Длинная ось структуры несколько изогнута и  образует ряд небольших куполков, оконтуренных изогипсой - 2600 м, в пределах которой они размеры от 0,7 х 1,5 до 1,5 х 2,5 км. Крылья структуры пологие, имеют извилистые очертания, слабо ассиметричные. Углы наклона крыльев колеблется от 1030’ северо-восточного) до 2030’ (юго-западного).

            В пределах месторождение выявлены залежи нефти в пластах БС1, БС2-3, БС4, БС6, БС10, БС16-20, ЮС2.

            Продуктивный горизонт ЮС2 стратиграфически приурочен к верхней части тюменской свиты,     апт-келловайского яруса.          Пласт ЮС2    вскрыт   на   глубине 2750-2900 м, представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов толщиной 12-25 м, проницаемые прослои залегают в виде тонкого переслаивания среди глинистых и плотных пород. Физико-литологическое строение толщи обусловило пятнистое, избирательное нефтенасыщение, которое контролируется связанностью прослоев коллекторов, а не гипсометрическим положением на структуре.

            Поля нефтеносности разделены экранными зонами с участками пород неколлекторов или коллекторов с низкими коллекторскими свойствами.

            В пределах Усть-Балыкской площади выделены три залежи в пласте ЮС2.

            Одна залежь в районе скв. 433 размером 2,8 х 4,5 км, высотой 124 м. Нефтенасыщенная толщина 4,8 м, ВНК отбивается на отметке - 2749 м. Получен приток нефти 14,2 м3/сут.

            Вторая залежь расположена на восточном крыле Усть-Балыкской площади, в районе скв. 540, размером 1,2 х 2,0 км, высота залежи 52 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 1,2 м. При испытании получен приток нефти дебитом 1,7 м3/сут. ВНК проведён на отметке - 2872 м.

            Третья залежь  вскрыта  в южной части площади, в районе скв. 1149, 1150, 1301, размером 5 х 13,5 км, высотой 117 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 2 - 9 м. ВНК установлен на отметке - 2867 м. При испытании получен приток нефти от 0,9 м3/сут до 4,36 м3/сут. Таким образом, залежи сравнительно небольших размеров и являются низко-продуктивными.

            Залежи нефти в ачимовской толще.      Ачимовская толща выделяется в составе мегионской свиты валанжинского яруса. Вся толща ачимовских пород условно разделена на четыре объекта, к которым приурочены пласты БС16, БС17, БС18, БС19-20 сложного строения. Залежи нефти приурочены к песчаным пластам, по результатам испытаний установлены лишь в двух верхних пластах БС16 и БС17, в нижележащих пластах БС18 и БС19-20 они предполагаются по материалам каротажа. При подсчёте запасов все пласты ачимовской   толщи   включены  в  один объект -  пласт БС16-20.   Глубина   залегания

2520 м, средняя эффективная толщина 12 м, нефтенасыщенная 5,5 м.

            Залежь горизонта БС10.     Продуктивный горизонт БС10 стратиграфически приурочен к верхний части мегионской свиты валанжинского яруса. залегает на глубинах 2255-2430 м. Отложения горизонта  расположенные в южной части и юго-восточной частях Усть-Балыкского поднятия и протягиваются в южном направлении на Мамонтовское месторождение, в северной и северо-западной частях песчаники замещаются глинисто-алевролитовыми породами.

            Вся толща горизонта разделяется на три пласта: БС101, БС102, БС103.

            Пласт БС101 в песчаной фации развит вблизи сводовой части структуры и полностью замещён  в юго-восточной  и южной ее части. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта колеблятся от 0 м до 5-6 м, увеличеваясь до 8-15 м в северо-восточной части.

            Пласт БС102 представлен переслаиванием песчаных и глинистых пропластков, неоднородный. Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 0 до 15 м, преобладают толщины 4-8 м.

            Песчаники пласта БС103 прослеживаются узкой полосой в северной  и  центральной частях площади и только на юге имеют площадное распространение. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблется от 0 до 14 м. Пласт сильно расчленён, неоднородный, заглинизирован. Нефтенасыщение пласта низкое, особенно вблизи зон неколлекторов. Подсчет запасов и пересчет произведён в целом по продуктивному горизонту БС10.

            Залежь пласта БС6. Пласт БС6 выделяется в составе вартовской свиты готеривского яруса. Вскрыты на глубиннах 2127-2192 м. Общая толщина состаявляет 8 м, эффективная толщина изменяется от 2 до 8 м, Средняя нефтенасыщенная толщина равна 3,4 м. Залежь приурочена   к выдержанному песчаному телу.     Размер залежи пласта БС6  2 х2 км, высота 22 м.

           

            Пласты БС1-5  стратиграфически приурочены к нижней подсвите вартовской свиты валанжин-готеревского ярусов. Эти пласты обладают высокими коллекторскими свойствами, продуктивностью. Уровень ВНК по этой группе пластов установлен на абсолютной отметке - 2075-2076 м.

            Залежь пласта БС5. Продуктивный пласт прослеживается по всей площади месторождения, но полностью нефтеносен в купольной части поднятия. Сложен песчано-алевролитовыми коллекторами. Вскрыт на глубиннах 2070-2106 м. Толщина пласта колеблется от 2,2 до 12,4 м, преобладающей является толщина 6-8 м. минимальный дебит получен 10 т/сут, максимальный 11 т/сут. Размер залежи 2,5 х 6,0 км, высота 35 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 4,8 м. Тип залежи - пластовая, сводовая.

            Залежь пласта БС4.  Приурочена к выдержаному песчаному телу толщиной преимущественно 2-4 м. Однако, в пределах контура залежи встречено несколько участков полного замещения коллекторов плотными породами. Пласт обладает самой высокой проницаемостью из всей группы пластов БС1-5. Несмотря на небольшую толщину, продуктивность его высокая. Минимальный дебит нефти по пласту БС4  63 т/сут, максимальный 134 т/сут. Размер залежи 3,5 х 12 км, высота 55 м. Средняя нефтенасыщенная толщина 2,9 м. Тип залежи - пластовая, сводовая.

            Залежь пласта БС2-3. Залежь пласта БС2-3  вскрыта на глубинах 2030-2106 м. Сложен пласт песчаными и алевролитовыми коллекторами практически в равных соотношениях. Общая толщина пласта 12 м, эффективная и нефтенасыщенная толщина 9,5 м.  Продуктивность скважин высокая: 8 мм штуцере составляет 150-170 т/сут. Минимальный дебит 24 т/сут. Размер залежи пластов БС2-3 6,5 х 14 км, высота достигает 81 м. Тип залежи - пластовая, сводовая.

            Залежь пласта БС1. Залежь пласта БС1 вскрыта на глубинах 2010-2106 м. Сложен пласт песчаниками с алевролитами  с преобладанием первых. Общая толщина пласта 10,2 м. Эффективная толщина колеблется от 2,6 до 15 м, преобладающая толщина 810 м. Нефтенасыщенная толщина 8 м.    Продуктивность высокая:    минимальный дебит 20 т/сут, максимальный 140 т/сут на 8 мм штуцере.

                                       Краткая  характеристика залежей

                                       Усть-Балыкского  месторождения

Наименование

показателей

БС1

БС2-3

БС4

БС5

БС6

БС10

БС16

БС17

ЮС2

Извлекаемые

запасы, тыс.тонн

Накопленная

добыча,тыс.тонн

Годовая 

добыча,тыс.тонн

Фонд скважин

добывающие

агнетательные

652

481

171

652

481

171

652

481

171

652

481

171

3

3

0

1432

977

426

1

0

1

1

0

1

Схема

разбуривания

блоков.

с доп.разрез.

очагов.

площ.  7- точечн.

Размер сетки

450*450

450*450

555*555

690*690

375-375

Плотность

скважин

20

20

30

48

14

                 Краткая геолого-промысловая характеристика

                     продуктивных пластов месторождения

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

БС1

БС2-3

БС4

БС5

БС6

БС10

БС16

БС17

ЮС2

Глубина залегания пласта, м

2010-2106

2030-2106

2050-2106

2070-2106

2174-2192

2255-2430

2430-2530

2470-2520

2750-2900

Абсолютная отметка кровли пласта, м

1980-2076

2000-2076

2020-2076

2040-074

2144-2162

2225-2395

240-2494

2440-2486

2720-2870

Абсолютная отметка ВНК, м

-2076

-2076

-2076

-2074

-2162

-2395

-2467-2494

-2486

-2749-2870

Общая толщина пласта, м

10.2

11.7

3.5

5.9

5.0

27.4

 

20.3

12.0

Эффективная толщина, м

8.9

9.5

2.9

4.9

3.8

10.95

 

7.7

2.5

Нефтенасыщенная толщина, м

6

9.5

2.9

4.9

3.4

13.0

8.4

2.2

2.5

Коэффициент песчанистости, доли,ед.

0.88

0.61

0.60

0.63

0.73

0.4

 

0.55

0.20

                   

                  

   Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

БС1

БС2-3

БС4

БС5

БС6

БС10

БС16

БС17

ЮС2

Карбонатность,%                                        среднее

                                                                        мин-мак

3.9

0-10

4

0-11

4.3

0-8

3.4

0-6.8

4.2

0-9

9.2

0-12.6

4.6

0.3-8.3

Содержание фракций %,

 при размере зерен,  0.25 мм                      среднее

                                                                        мин-мак

4.6

3.3

4.3

1.5

0.4

3.5

10.3

при размере зерен,  0.25-0.1 мм                среднее

                                                                        мин-мак

47.4

41.5

14.6

14.8

37.05

51.8

39.5

при размере зерен,  0.1-0.01 мм                среднее

                                                                        мин-мак

29.6

36.0

57.0

32.2

31.8

25.1

1.9

при размере зерен,  0.05-0.01мм                среднее

                                                                        мин-мак

6.7

7.4

12.2

9.8

13.3

7.6

39.2

при размере зерен,  0.01мм                         среднее

                                                                         мин-мак

11.7

11.7

5.0

14.7

17.5

12.2

9.5

Коэффициент отсортированности,           cреднее

                                                                         мин-мак

1.74

1.64

1.61

1.62

2.39

1.88

1.3

Медианный размер зерен,мм                      среднее

                                                                          мин-мак

0.109

0.098

0.145

0.086

0.077

0.109

0.12

Тип цемента

Поровый пленоч.- поровый

Глинистость,%

11.7

11.7

5.0

14.7

17.5

12.2

9.5

Коэфф. открытой пористости по керну,       среднее

   доли единицы                                                мин-мак

23.1

15-30

23.6

16-29

23.5

19.29

24.6

20-23.3

23.0

22-24

21.3

18-27

20.2

15.3-21.9

17.9

14-19

14.8

10-27.3

Коэфф. проницаемости по керну,                  среднее

              10-3 мкм2                                             мин-мак

387.0

2.6-2000

373

2.3-2990

587.0

15-2678

276.0

1.9-1385

350.0

65.9

5-437

19.4

1.9-69

3.0

0.4-6

8.6

0.6-114

Водоудерживающая способность,%               среднее

                                                                           мин-мак

Коэфф. открытой пористости по ГИС,    дол.ед.   

Коэфф. проницаемости по ГИС,   10-3 мкм2

Коэфф. нефтенасыщенности по ГИС,доли ед

0.75

0.73

0.65

0.63

0.66

0.44

0.42

0.51

Начальное пластовое давление, МПа

22.0

22.0

22.0

22.0

22.0

24.0

26.0

30.0

Пластовая температура,  Со

67

67

68

68

68

75

78

80

84

Дебит нефти по результатам                        среднее

 испытания разведоч. скв. м3/сут.               мин-мак

Продуктивность, м3/сут. мПа                     среднее                

                                                                           мин-мак

Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек.          среднее                

                                                                          мин-мак

148.0

157.0

120.0

24.0

0.7

  

                        Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

БС1

БС2-3

БС4

БС5

БС6

БС10

БС16

БС17

ЮС2

Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3

877.0

880.0

883.0

879.0

867.0

878.0

879.0

0.879

881.0

Плотность нефти в пластовых условиях,кг/м3

805.0

820.0

836.0

819.0

820.0

Вязкость в поверхностных условиях, мПа*сек

37.1

39.8

48

36

25

32.3

40.0

40

11.72

Вязкость в пластовых условиях

3.16

3.72

3.9

3.65

2.6

3.38

Содержание,%

Смол селикагелевых

12.5

14.9

17

15.16

9.5

10.7

12.96

7.7

Асфальтенов

2.5

2.6

3.3

3.5

3.86

2.6

2.5

1.9

Серы

1.25

1.40

1.60

1.2

0.9

1.52

1.62

1.44

Парафина

3.5

3.3

3.6

2.9

3.4

3.16

2.32

1.47

Температура застывания нефти,  Со

-4

-3

-1

-5

+1

-13

Температура кипения

77

76

79

81

57

72

83

68

Температура насыщения нефти парафином, Со

Выход фракций,%

до 100 Со

2.1

0.5

2

2.5

2.4

2.5

1.3

до 150 Со9.3

3.6

7

7

6

11

10.5

7.6

11.3

до 200 Со

17.3

16

13.5

14

19.5

17.9

18

22

до 300 Со

35.3

33

30

33

40

35.1

34

43

Компонентный состав нефти (молярная концентрация,%)

Углекислый газ

0.08

0.6

0.04

0.08

Азот

0.52

0.46

0.37

0.95

Метан

30.28

26.8

23.21

29

Этан

1.31

1.17

1.61

2.55

Пропан

3.0

2.29

2.05

5.41

Изобутан

1.42

1.0

1.35

1.09

Нормальный бутан

3.02

2.45

2.3

3.48

Изопентан

Нормальный пентан

С6+высшие

60

66

69

57

Давление насыщения, МПа

Объемный коэффициент

Газовый фактор при условии сепарации, м3/т

46

41

37

37

45.5

46

45

45

30

Плотность газа,кг/м3

1.06

1.1

0.923

1.044

1.078

1.202

Тип газа

м

е

т

а

н

о

в

ы

й

Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация, %)

Углекислый газ

0.36

0.15

1.3

0.31

0.28

0.39

Азот

1.15

1.44

1.41

1.47

1.86

3.9

Метан

84.75

83.5

86.5

86.5

79.86

84.8

50.7

Этан

3.96

4.2

3.25

5.7

5.1

16.2

Пропан

4.78

5.42

3.67

7.42

4.4

18.6

Изобутан

1.17

1.26

0.84

1.16

0.81

1.86

Нормальный бутан

2.02

2.36

1.67

2.49

1.57

5.3

Изопентан

Нормальный пентан

С6+высшие

1.41

1.26

0.9

1.1

0.82

2

             Состав и свойства пластовых вод

Параметры

Индекс

Продуктивный пласт

БС5

БС10

ЮС2

Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м 3

1007

1008.5

Минерализация,  г/л

9-12.0

12.5-15

Тип воды

гидрокарбонатно‑натриевый

Содержание,мг/л

    Хлор

4970-5890

6000-8230

    Натрий

3880-4330

4500-5700

    Кальций

95-100

80

    Магний

6-24

10

    Гидрокарбонат

870-1770

1400-1800

    Йод

12-14

15

    Бром

33-38

37

    Бор

46

    Кремний

     Фтор

    Аммоний

21-30

oilloot.ru


Смотрите также