Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения
Рефераты >> Геология >> Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения

1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов

Промышленно-нефтеносными в нижнем карбоне являются песчаники угленосной толщи и приурочены к двум продуктивным пластам - верхнему и нижнему. Однако эксплуатация продуктивной угленосной толщи ведется единичными скважинами, т. к. нефть вязкая и с большим содержанием серы.

В пористых известняках турнейского яруса - повсеместно отмечены нефтепроявления в виде примазок нефти и запаха Н2S.

В девонской системе нефтеносность установлена в отложениях фаменского, франского, живейского и эйфельского ярусов. Нефть, полученная из фаменских отложений, смолистая и сернистая.

Во франском ярусе нефтепроявления в виде битуминости известняков. Промышленная нефтеносность этого яруса установлена в его нижнем отделе.

В отложениях живейского яруса нефтеносной является терригенная толщина муллинского горизонта.

На Серафимовском месторождении выделяют три гидрогеологических комплексов - верхний, средний и нижний. В верхний комплекс входят поверхностные и грунтовые воды, воды татарского, казанского и уфимского ярусов. В средний водоносный комплекс включаются водоносные горизонты пористо-кавернозных и трещиноватых карбонатных отложений карбона /2/.

1.4 Характеристика пластовых флюидов

1.4.1 Свойства нефти

Свойства и состав пластовых и разгазированных нефтей приведены в таблицах 2 – 5 /2/.

Таблица 2

Свойства пластовых нефтей

Показатели

Горизонты

Д-I

Д-II

Давление насыщения, МПа

9,22

9,00

Удельный объем при Рнас

1,0082

1,0087

Коэффициент сжимаемости

9,83

10,2

Плотность, г/см

0,788

0,779

Вязкость , мПа с

2,43

1,78

Объемный коэффициент

1,15

1,16

Газосодержание, м3/м3

52,0

51,8

Таблица 3

Состав пластовой нефти

Компоненты

Содержание

Д-I

Д-II

N2

4,46

3,91

CH4

13,29

12,39

C2H6

5,3

7,01

C3H8

8,85

9,62

С4Н10

1,34

1,73

С5Н12

1,09

0,71

С6Н14+ высшее

9,4

8,08

Таблица 4

Свойства поверхностных нефтей

Показатели

Горизонты

Д-I

Д-II

Удельный вес, гр/см3

0,853

0,848

Кинематическая вязкость, мм2/с

15

15

Парафина, %

4,46

4,88

Асфальтенов, %

8,9

8,4

Селикогенов, %

8,0

10,9

Серы, %

1,5

1,13

Таблица 5

Состав поверхностных нефтей

Компоненты

Содержание

Д-I

Д-II

C2H6

0,34

0,58

C3H8

2,60

0,70

С4Н10

1,02

1,38

С5Н12

0,91

0,52

С6Н14+ высшее

13,47

12,81

1.4.2 Свойства пластовой воды

Пластовая вода залежей Серафимовской группы месторождений насыщена растворимыми минеральных солей. Воды различных пластов по химическому составу и степени минерализации колеблются от 756 до 827 мг.экв/л.

Из микроэлементов в водах обнаружены: J2, NH4, К, Fe.

Удельный вес воды колеблется от 1,1745 до 1,1943 г/см3, в среднем удельный вес воды пласта Д1 равен 1,1847 г/см3, пласта ДII - 1,1889 г/см3 /2/.

Вязкость девонской воды в пластовых условиях равна 1,6 сПз, а плотность 1,18 г/см3. По классификации Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.

1.4.3 Свойства и состав газа

Добываемый газ является попутным. Все газы относятся к категории жирных, содержат достаточное количество тяжелых углеводородов, газы девонских нефтей не содержат сероводорода и углекислоты.

Выход газа на Серафимовском месторождении сравнительно высок и составляет 8,9 - 9,8 % . Количество азота в девонских пластах сравнительно небольшое 12,9 - 9,9 %. Количество метана изменяется от 33,9 до 34,9 % /2/.

Состав газа приведен в таблице 6.

Таблица 6

Состав газа, растворенного в нефти

Компоненты

Содержание

Д-I

Д-II

N2

12,86

9,9

CH4

34,9

33,94

C2H6

16,48

18,6

C3H8

22,7

21,8

С4Н10

1,6

2,42

nС5Н12

0,73

1,0

nС6Н14+ высшее

3,22

4,2


Страница: