Физико-химические свойства пластовых флюидов

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 6Следующая ⇒

Нефти турнейского яруса. Общее количество анализов нефти турнейского яруса составляет 148 поверхностных и 18 пластовых, из них 14 проб взятых с устья скважин, четыре пробы с глубины.[8]

После предыдущего подсчета запасов, исследована 41 поверхностная проба, взятые из 38 скважин и три пластовые пробы, отобранные с устья одной скважины.

Физические свойства пластовых нефтей с учетом анализов рекомбинированных проб имеют следующие средние значения: давление насыщения 2, 4 МПа; объемный коэффициент 1, 046; плотность пластовой нефти 0, 868 г/см³, динамическая вязкость нефти в пластовых условиях составляет 28, 4 мПа*с,. Это указывает на высоковязкий характер нефти. Среднее значение коэффициента сжимаемости равно 0, 62*10^-5/МПа.

По данным всех имеющихся анализов, нефти турнейского яруса средние, со средней плотностью 0, 890 г/см³. Среднее значение кинематической вязкости при 20⁰С составляет 108, 28 мкм²/с; при 50⁰С вязкость снижается до 26, 84 мкм²/с. По среднему содержанию серы 2, 8 %, парафина 3, 2 %, смол силикагелевых 15, 09 % и более 60 % - сернокислых, асфальтенов 6, 63 % - нефть высокосернистая, парафиновая, смолистая. Кокса выходит в среднем 7, 7 %. Выход светлых фракций до 300⁰С составляет 31, 3 %.

Нефти бобриковского горизонта. Общее количество анализов нефти бобриковского горизонта составляет 17 поверхностных и 11 пластовых, из них две пробы взяты с устья скважины, девять проб с глубины.

После предыдущего подсчета запасов исследовано семь поверхностных проб, взятых из пяти скважин и две пластовые пробы, отобранные с устья одной скважины.

Физические свойства пластовых нефтей с учетом анализов рекомбинированных проб имеют следующие средние значения: давление насыщения 2, 0 МПа; объемный коэффициент 1, 048; плотность пластовой нефти 0, 880 г/см³, динамическая вязкость нефти в пластовых условиях составляет 29, 7 мПа*с. Это указывает на высоковязкий характер нефти. Среднее значение коэффициента сжимаемости равно 0, 68*10^-5/МПа.

По данным всех имеющихся анализов, нефти бобриковского горизонта средние, со средней плотностью 0, 904 г/см³. Среднее значение кинематической вязкости при 20⁰С составляет 173, 29 мкм²/с; при 50⁰С вязкость снижается до 34, 65 мкм²/с. По среднему содержанию серы 3, 0 %, парафина 3, 85 %, смол силикагелевых 16, 1 %, асфальтенов 6, 5 % - нефть высокосернистая, парафиновая, высокосмолистая. Кокса выходит в среднем 7, 75 %. Выход светлых фракций до 300⁰С составляет 43 %.

Нефти тульского горизонта. Общее количество анализов нефти тульского горизонта составляет 350 поверхностных и 68 пластовых: из них 46 проб взяты с устья скважин, а 22 пробы - глубинные.

После предыдущего подсчета запасов исследовано 129 поверхностных проб, взятых из 112 скважин и 37 пластовых: 34 пробы отобраны с устьев трех скважин и три глубинные взяты из одной скважины.

Физические свойства пластовой нефти, с учетом анализов рекомбинированных проб, имеют следующие средние значения: давление насыщения 2, 3 МПа; объемный коэффициент 1, 043; плотность пластовой нефти 0, 873 г/см³, динамическая вязкость нефти в пластовых условиях составляет 20, 9 мПа*с. Это указывает на высоковязкий характер нефти. Среднее значение коэффициента сжимаемости равно 0, 69*10^-5/МПа.

По данным всех имеющихся анализов, нефти тульского горизонта средние, со средней плотностью 0, 890 г/см³. Среднее значение кинематической вязкости при 20⁰С составляет 142, 05 мкм²/с; при 50⁰С вязкость снижается до 30, 76 мкм²/с. По среднему содержанию серы 3, 1 %, парафина 3, 3 %, смол силикагелевых 14, 85 %, асфальтенов 6, 8 % - нефть высокосернистая, парафиновая, смолистая. Кокса выходит в среднем 8, 5 %. Выход светлых фракций до 300⁰С составляет 35, 6 %.

Нефти башкирского яруса. После предыдущего подсчета запасов пробы нефти не отбирались.

Нефти тяжелые, со средней плотностью 0, 926 г/см³. Среднее значение кинематической вязкости при 20⁰С составляет 259 мкм²/с, при 50⁰С она снижается до 52, 34 мкм²/с. По содержанию серы 3, 3 %, парафина 3, 1 % и смол 60 % нефти относятся к типу высокосернистых, парафиновых, высокосмолистых. Асфальтенов в нефтях 6, 1 %, выход кокса составляет 8, 5 %. Выход светлых фракций до 300⁰С по одной пробе составил 29, 4 %. Пластовые пробы, ввиду малодебитности опробованных скважин, не отбирались. Параметры взяты по аналогии с соседним Ново-Елховским месторождением.

Нефти верейского горизонта. Пластовые пробы, ввиду малодебитности опробованных скважин, не отбирались. Параметры взяты по аналогии с соседним Ново-Елховским месторождением.

Нефти тяжелые, со средней плотностью 0, 926 г/см³. Среднее значение кинематической вязкости при 20⁰С составляет 310, 2 мкм²/с, при 50⁰С она снижается до 49, 41 мкм²/с. По содержанию серы 3, 3 %, парафина 3, 1 % и смол 17, 1 % нефти относятся к типу высокосернистых, парафиновых, высокосмолистых. Асфальтенов в нефтях 6, 1 %, выход кокса составляет 8, 5 %. Выход светлых фракций до 300⁰С по одной пробе составил 34, 8 %.

По каширскому горизонту собственных проб не было, все параметры приняты по аналогии с верейским горизонтом и с соседним Ново-Елховским месторождением.

Физико-химическая характеристика пластовой воды

Водоносные горизонты в районе Ерсубайкинского месторождения, как и повсеместно, по Татарстану, установлены в четвертичных, неогеновых, пермских, каменноугольных и девонских отложениях.

Всего было отобрано 171 проба воды: семь – из пашийских, 52 – из турнейских, 12 – из бобриковских, 95 – из тульских, пять - из верейских отложений.

Подземные воды четвертичных, неогеновых и пермских отложений изучались, главным образом, по поглощениям и самоизливам вод, наблюдаемым при бурении структурных скважин на Чумачкинской, Восточно-Чумачкинской, Ерсубайкинской, Елховской, Полянской и Верхне-Кармальской площадях.

Водоносность каменноугольных и девонских отложений изучалась при опробовании пластов в глубоких поисково-разведочных скважинах и по данным промысловой геофизики. При получении притока воды замерялись дебиты, динамические и статистические уровни, отбирались и анализировались пробы воды. Ввиду отсутствия проб воды по каширским и башкирским отложениям, физико-химические свойства воды по ним представлены по аналогии с идентичными пластовыми водами верейского горизонта.

Четвертичные отложения

Подземные воды четвертичных отложений пресные, плотность изменяется от 1, 0003 - 1, 0007 г/см³, относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу.

Неогеновые отложения

Воды неогеновых отложений - пресные, умеренно жесткие, относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу.

Пермская система

В верхнепермских отложениях водоносные горизонты прослежены в отложениях казанского и уфимского ярусов, в нижнепермских - в отложениях сакмарского и ассельского ярусов.

Казанский ярус

Воды верхнеказанского подъяруса прозрачные без цвета и запаха, мягкие, слабо минерализованные – 0, 3509-0, 4172 г/дм³.

Воды нижнеказанского подъяруса относятся к сульфатно-натриевому типу, сульфатной и гидрокарбонатной группам, кальциевой и натриевой подгруппам, классам S₂, S₁и А_2.

Уфимский ярус

Воды уфимского яруса прозрачные, слабосолоноватые, сульфатно-натриевого типа, натриевой подгруппы, класса S₁.

Сакмарский ярус

Вода сакмарского яруса сероводородная, солоноватая – 2, 6852г/дм³ и сильно солоноватая – 4, 7638 г/дм³ очень жесткая, относится к сульфатно-натриевому типу, сульфатной группе, кальциевой подгруппе классу S₂.

Ассельский ярус

Воды ассельского яруса очень жесткие, высоко-минерализованные – 4, 7636 г/дм³, относятся к сульфатно-натриевому типу, сульфатной группе, натриевой подгруппе, классу S₁.

Каменноугольные отложения

Водовмещающие горизонты верхнекаменноугольных отложений в районе Ерсубайкинского месторождения не были изучены как в процессе структурного, так и разведочного бурения.

В отложениях среднего карбона водоносные горизонты отмечаются в каширских, верейских, башкирских образованиях.

В нижнекаменноугольных отложениях водоносные горизонты прослежены в тульских, бобриковских и турнейских отложениях.

Каширский горизонт

Водовмещающими породами являются трещиноватые известняки. Водонасыщенные пласты в отложениях каширского горизонта по данным ГИС выявлены в 56 скважинах.

Верейский горизонт

Водовмещающие отложения по промыслово – геофизическим данным представлены шестью карбонатными пластами-коллекторами, индексируемыми сверху-вниз как Свр-6, Свр-5, Свр-4, Свр-3, Свр-2 и Свр-1. Водоносные пласты представлены известняками органогенно-обломочными, слабо глинистыми, участками с тонкими прослоями аргиллита. Кровля и подошва пластов чаще всего заглинизирована или уплотнена. Пласт Свр-6 водонасыщен в восьми скважинах, пласт Свр-5 в девяти, пласт Свр-4 в девяти, пласт Свр-3 в 78-и, пласт Свр-2 в 52-х, Свр-1 в одной скважине.

Были отобраны пробы воды из верейских отложений на химический анализ. Плотность воды равна 1, 11-1, 16 г/см³, общая минерализация – 56, 86-260, 7 г/л (таблица 1). Содержание хлора – 2602, 79-4138, 83, сульфатов – 3, 61-14, 8, гидрокарбонатов – 0, 6-4, 0, кальция – 233, 22-304, 76, магния – 143, 7-185, 52, натрия+калия – 1876, 2-3238, 44 мг-экв/дм³. Вода хлоркальциевого типа, хлоридной группы, кальциевой подгруппы, класса S₁.

Башкирский ярус

В башкирском ярусе водоносные пласты выделены лишь по промыслово – геофизическим данным в 126 скважинах.

На данном месторождении вся толща башкирского яруса состоит из часто переслаивающихся пористо-проницаемых и уплотненных пропластков.

Все пористо-проницаемые пропластки гидродинамически связаны и рассматриваются как единый резервуар.

Отложения башкирского яруса представлены известняками перекристаллизованными тонкозернистыми, трещиноватыми слабо глинистыми, участками, загипсованными с редкими включениями ангидрита. Коллектора - порового, реже - порово-трещинного типа.

На Ерсубайкинском месторождении пробы на химический анализ воды не отбирались, поэтому взято по аналогии с верейским горизонтом.

Тульский горизонт

Водовмещающие отложения по промыслово – геофизическим данным представлены пластом Стл-2. По данным ГИС водоносные пласты выделены в шести скважинах.

Водовмещающими породами тульского горизонта являются слабосцементированные алевролито-песчанистые породы.

По результатам химического анализа пробы воды тульских отложений имеет плотность 1, 152-1, 173 г/см³, общую минерализацию 18, 78-260, 5 г/л (таблица 2). Из основных компонентов присутствуют: хлор – 4038, 35-4438, 8, сульфаты – 3, 33-13, 85, гидрокарбонаты –0, 92-33, 71, кальций – 265, 53-451, 34, магний – 141, 87-195, 62, натрий+калий – 3039, 39-3497, 73 мг-экв/дм³. Вода хлоркальциевого типа, хлоридной группы, кальциевой подгруппы, класса S₁ по Пальмеру.

Бобриковский горизонт

В отложениях бобриковского горизонта по данным ГИС в представленных скважинах выделяются два продуктивных пласта-коллектора (сверху-вниз): Сбр-3 и Сбр-2. Водовмещающие отложения по промыслово – геофизическим данным выделены в 61 скважине.

Пласты бобриковского горизонта представлены песчаниками кварцевыми тонкозернистыми, прослоями алевритистыми. Коллекторы переслаиваются слабопроницаемыми, глинистыми, иногда известковистыми, алевролитами, непроницаемыми аргиллитами. Углистые включения встречены в скважинах 11072 и 11098 в интервале пласта Сбр-3. Отложения бобриковского горизонта водонасыщенны в 54 скважинах.

При опробовании бобриковского пласта был получен приток пластовой воды. плотность воды составляет 1, 155-1, 167 г/см³, общая минерализация 185, 36-254, 78 г/л (таблица 1). Содержание хлора – 4103, 15-4638, 75, сульфатов – 2, 83-7, 51, гидрокарбонатов – 1, 64-4, 7, кальция – 276, 41-355, 71, магния – 111, 47-189, 28, натрия+калия – 3194, 09-3686, 82 мг-экв/дм³. Вода хлоркальциевого типа, хлоридной группы, кальциевой подгруппы, класса S₁.

Турнейский ярус

В разрезе турнейского яруса прослеживаются две пачки карбонатных пород, соответствующие верхнетурнейским и нижнетурнейским отложениям. Верхняя пачка в объеме кизеловско-черепетского горизонта, нижняя - малевско-упинского горизонта.

Согласно литолого-петрографическим данным, коллектора турнейского яруса представлены известняками, прослоями глинистыми, иногда песчаниковидными, преимущественно порового, реже трещинно-порового типа. По геофизическим данным, основная часть продуктивных отложений представляет собой чередование проницаемых и непроницаемых прослоев. По данным ГИС отложения турнейского яруса водонасыщенны - в 188 скважинах.

плотность воды составляет 1, 1523-1, 163 г/см³, общая минерализация - 210, 94-250, 43 г/л (таблица 1). Содержание хлора – 3686, 55-4358, 77, сульфатов – 3, 34-12, 41, гидрокарбонатов – 0, 8-2, 8, кальция – 226, 08-510, 97, магния – 136, 79-177, 01, натрия+калия – 2820, 3-3469, 14 мг-экв/дм³. Вода хлоркальциевого типа, хлоридной группы, кальциевой подгруппы, класса S₁.

девонские отложения

В терригенных отложений девона водоносные горизонты отмечаются в кыновском и пашийском горизонтах. Водовмещающими породами горизонтов являются пористые песчаники и алевролиты. Песчано-алевролитовые пласты разделены аргиллитовыми пачками.

Кыновский горизонт

В отложениях кыновского горизонта на рассматриваемом месторождении по данным ГИС выделяют два водоносных пласта: Д₀-б, Д₀-в. Пласт Д₀-б водонасыщен в восьми скважинах, пласт Д₀-в 32-х скважинах. Водовмещающими породами являются алевролиты и песчаники, местами глинистые, с прослоями аргиллитов. Свойства пластовых вод представлены по аналогии с пашийским горизонтом (таблица 1).

Пашийский горизонт

Водоносные пласты выделены по промыслово – геофизическим данным в 47 скважинах. Водовмещающими породами пашийского горизонта являются алевролиты и песчаники местами глинистые, с прослоями аргиллитов.

Были отобраны пробы на химический анализ воды. Общая минерализация составляет 3, 61-276, 78 г/л, плотность – 1, 182-1, 189 г/см³. Содержание хлора – 4623, 65-4779, 19, сульфатов – 0, 19-0, 55, гидрокарбонатов – 0, 2, кальция – 496, 6-520, 46, магния – 155, 25-191, 8, натрия+калия – 3327, 7-3393, 63 мг-экв/дм³. Вода хлоркальциевого типа, хлоридной группы, кальциевой подгруппы, класса S₁. Свойства и состав пластовых вод представлены в таблице 1.

Использование подземных вод

Оценить возможность использовать подземные воды Ерсубайкинского месторождения для йодо-бромного производства не представляется возможным из-за отсутствия анализов воды на содержание йода, брома, лития и других редкоземельных метанов. По материалам близлежащего Онбийского месторождения, к промышленному использованию пластовые воды продуктивных отложений не рекомендуются, ввиду некондиционных значений полезных компонентов и непромышленных дебитов воды.

Таблица 1 – Свойства и состав пластовых вод пласта

Каширско-верей-башкирские отложения
Наименование параметра	Диапазон изменения	Средние значения
Газосодержание, м³/м³	0, 08-0, 11	0, 095
Плотность воды, кг/м³
- в стандартных условиях
- в условиях пласта	1112, 4-1157
Вязкость в условиях пласта, мПа^.с	1, 4-1, 73	1, 62
Объемный коэффициент, доли ед.	1, 0003	1, 0003
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)
Na⁺+ K⁺	1876, 2-3238, 44	2520, 61
Ca⁺²	233, 22-304, 76	268, 28
Mg⁺²	143, 7-185, 52	162, 24
Cl ^-	2602, 79-4138, 83	3637, 5
HCO₃^-	0, 6-4, 0	2, 22
CO₃^-2	н.о.	н.о.
SO₄^-2	3, 61-14, 8	9, 86
Общая минерализация, г/л	56, 86-260, 7	205, 88
Тульские отложения
Газосодержание, м³/м³	0, 14-0, 35
Плотность воды, кг/м³
- в стандартных условиях
- в условиях пласта	1152-1173
Вязкость в условиях пласта, мПа^.с	1, 63-1, 78	1, 69
Объемный коэффициент, доли ед.	1, 0011	1, 0011

Продолжение таблицы 1

Наименование параметра	Диапазон изменения	Средние значения
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)
Na⁺+ K⁺	3039, 39-3497, 73	3367, 8
Ca⁺²	265, 53-451, 34	306, 55
Mg⁺²	141, 87-195, 62	155, 46
Cl ^-	4038, 35-4438, 8	4264, 65
HCO₃^-	0, 92-33, 71	5, 06
CO₃^-2	н.о.	н.о.
SO₄^-2	3, 33-13, 85	8, 24
Общая минерализация, г/л	18, 78-260, 5	245, 22
бобриковские отложения
Газосодержание, м³/м³	0, 14-0, 35
Плотность воды, кг/м³
- в стандартных условиях
- в условиях пласта	1155-1167, 4
Вязкость в условиях пласта, мПа^.с	1, 62-1, 74	1, 72
Объемный коэффициент, доли ед.	1, 0011	1, 0011
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)
Na⁺+ K⁺	3194, 09-3686, 82	3409, 9
Ca⁺²	276, 41-355, 71	304, 78
Mg⁺²	111, 47-189, 28	138, 18
Cl ^-	4103, 15-4638, 75	4275, 66
HCO₃^-	1, 64-4, 7	3, 03
CO₃^-2	н.о.	н.о.
SO₄^-2	2, 83-7, 51	5, 97
Общая минерализация, г/л	185, 36-254, 78	235, 35
турнейские отложения
Газосодержание, м³/м³	0, 09-0, 14
Плотность воды, кг/м³
- в стандартных условиях
- в условиях пласта	1152, 3-1163
Вязкость в условиях пласта, мПа^.с	1, 63-1, 7	1, 68
Объемный коэффициент, доли ед.	1, 0014	1, 0014
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)
Na⁺+ K⁺	2820, 3-3469, 14	3208, 47
Ca⁺²	226, 08-510, 97	306, 64
Mg⁺²	136, 79-177, 01	159, 34
Cl ^-	3686, 55-4358, 77	4117, 34

Продолжение таблицы 1

Наименование параметра	Диапазон изменения	Средние значения
HCO₃^-	0, 8-2, 8	1, 64
CO₃^-2	н.о.	н.о.
SO₄^-2	3, 34-12, 41	7, 86
Общая минерализация, г/л	210, 94-250, 43	237, 34
Кыновско-пашийские отложения
Газосодержание, м³/м³	0, 25-0, 45
Плотность воды, кг/м³
- в стандартных условиях
- в условиях пласта	1182-1189, 3
Вязкость в условиях пласта, мПа^.с	1, 84-1, 97	1, 94
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа × 10^-4		4, 6
Объемный коэффициент, доли ед.	1, 0018	1, 0018
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л)
Na⁺+ K⁺	3327, 7-3393, 63	3364, 97
Ca⁺²	496, 6-520, 46	506, 07
Mg⁺²	155, 25-191, 8	174, 37
Cl ^-	4623, 65-4779, 19	4718, 04
HCO₃^-	0, 2-0, 2	0, 2
CO₃^-2	н.о.	н.о.
SO₄^-2	0, 19-0, 55	0, 31
Общая минерализация, г/л	3, 61-276, 78	270, 73

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 Следующая ⇒