Региональный Координационный Научно-Технический «Нефтяная долина» Гуторов Ю. А., А. Ю. Гуторов Управление реологическими свойствами углеводородов в пластовых условиях 2 014 г

Скачать 4.98 Mb.

Название	Региональный Координационный Научно-Технический «Нефтяная долина» Гуторов Ю. А., А. Ю. Гуторов Управление реологическими свойствами углеводородов в пластовых условиях 2 014 г
страница	4/31
Тип	Документы

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Документы

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 31

Глава 2 Закономерности изменения физических свойств и состава углеводородного сырья продуктивных отложений Волго-Уральской провинции
2.1 Физические свойства пластовых нефтей крупных и уникальных месторождений

Свойства и состав углеводородов нефтегазоносных комплексов Татарстана, Башкортостана и Самарской области различаются по тектоническим элементам, литолого-стратиграфическим горизонтам и в пределах одного и того же месторождения.

К наиболее легким относятся нефти терригенного девона, а нефти нижнего карбона — к тяжелым. Наибольшие различия состава и свойств присущи нефтям залежам в карбонатных породах среднего карбона.

Основные параметры пластовых нефтей по литолого-стратиграфическим комплексам и отдельным месторождениям представлены в таблицах 2.1—2.3.

Из таблицы 2.1 следует, что свойства пластовых нефтей месторождений Татарстана и Башкортостана отличаются в одних и тех же литолого-стратиграфических комплексах, за исключением нефтей объектов терригенного девона.

Таблица 2.1 — Основные физические параметры пластовых нефтей по стратиграфическим подразделениям [32]

Стратиграфическое подразделение	Плотность нефти, кг/м³	Вязкость нефти, мПа*с	Газосодержание, м³/т	Давление насыщения газом, МПа
Нефтегазоносные комплексы Татарстана
Терригенный девон	772-822	1,9-4,2	46,0-74,2	7,9-9,47
Верхний фамен	0,924		3,8	0,36
Терригенная толща нижнего карбона	865-930	10,1-51,8	9,8-22,2	4,1-6,3
Карбонатные отложения нижнего карбона	854-879	11,2-33,6	16,5-26,7	5,3-6,9
Карбонатные отложения среднего карбона	852-949	37-550	2,6-10,0	0,60-3,85
Нефтегазоносные комплексы Башкортостана
Терригенный девон	735-874	0,92-4,5	32,8-136,3	8,2-15,9
Терригенная толща нижнего карбона	840-896	6,9-34,6	12,8-41,6	4,2-9,1
Карбонатые отложения верхнего девона	839-884	5,08-15,4	17,1-30,6	6,1-15,4 .
Карбонатные отложения нижнего карбона	765-900	5,50-35,3	7,3-34,6	1,4-8,8
Карбонатные отложения среднего карбона	817-879	2,88-11,9	6,4-51,3	1,02-9,3

Таблица 2.2 —Параметры физических свойств пластовых нефтей девонских отложений месторождений Татарстана, Башкортостана и Самарской области [32]

Месторождение	Эксплуатационный объект	Плотность, кг/м³	Вязкость, мПа∙с	Газосодержание, м³/т	Давление насыщения газом, МПа
Ромашкинское	Д-I	794-808	2,3-4,2	56,1-74,2	7,9-9,4
Бавлинское	Д-I	772-789	1,9-2,9	69,0-83,0	9,1-9,4
Ново-Елховское	Д-I	811-822	3,2-3,7	46,0-65,1	8,4-9,3
Туймазинское	Д-I	798-806	2,3-2,9	54,7-73,5	8,3-9,6
	Д-II	804-806	2,6-2,9	63,3-68,0	8,3-9,4
Шкаповское	Д- I	864-874	3,7-4,5	43,8-51,5	9,2-10,2
	Д-IV	735-748	0,92-1,03	118,1-136,3	13,2-15,9
Серафимовское	Д- I	796-810	2,2-2,7	59,7-68,8	8,2-9,3
	Д-II	786-789	1,7-1,8	66,5-67,6	8,2-8,9
Сергеевское	Дтер	802-866	2,7-8,5	61,1-94,4	9,5-11,0
Сатаевское	Д- I	811-835	2^2-3,5	43,7-61,4	9,5-11,1
Демское	Д-IV	784-804	1,6-2,8	64,3-82,3	9,1-10,2
Мухановское	Д-I	622-824	0,32-0,97	115-399	11,3-20,6
Дмитриевское	Д-II	619-720	0,50-0,89	139-277	12,2-15,5

Плотность пластовых нефтей девонских отложений изменяется в пределах 770-870 кг/м³, динамическая вязкость — 1,6-4,5 МПа∙с, газосодержание — 44-94 м³/т, давление насыщения нефти газом — 8,2-11,0 мПа (таблица 2.2). В эти диапазоны не укладываются свойства нефти пласта Д-IV Шкаповского месторождения в Башкортостане, а также Мухановского и Дмитриевского месторождений Самарской области. Нефти этих месторождений малосмолистые, легкие и характеризуются высокими значениями газосодержания и давления насыщения газом.

Физические свойства нефтей терригенной толщи нижнего карбона оказываются так же близкими (таблица 2.3) и изменяются в следующих пределах: плотность — 850-900 кг/м³, динамическая вязкость — 10-35 мПа∙с, газосодержание — 10-34 м³/т, давление насыщения нефти газом — 3,5-9,0 МПа.

По сравнению с девонскими нефти терригенной толщи нижнего карбона более тяжелые, характеризуются повышенной вязкостью и низким газосодержанием.

Из сопоставления данных таблиц 2.2 и 2.3 следует, что нефти терригенной толщи нижнего карбона Мухановского месторождения по физическим свойствам близки нефтям девонских отложений.

Большие отличия физических свойств пластовых нефтей на залежах в карбонатных отложениях Татарстана и Башкортостана.

Плотность пластовых нефтей залежей нефти среднего карбона Татарстана изменяется от 852 кг/м³ до 949 кг/м³, а в Башкортостане — от 817 кг/м³ до 879 кг/м³, динамическая вязкость колеблется от 37 мПа∙с до 100 мПа∙с и от 2,88 мПа∙с до 11,9 мПа∙с, давление насыщения нефти газом — в диапазоне от 0,6 МПа до 3,85 МПа и от 1,02 МПа до 9,3 МПа, а газонасыщенность находится в интервалах 2,6-10 м³/т и 6,4-51,3 м³/т. Несколько меньшие отличия свойств пластовой нефти в карбонатных коллекторах нижнего карбона.

Для залежей нефти в карбонатных коллекторах технологические показатели разработки более тесно связаны с коллекторскими свойствами продуктивного пласта, чем с физико-химическими свойствами пластовой нефти. Можно привести немало примеров, когда эффективность разработки объектов, содержащих маловязкие (до 10 мПа∙с) нефти, при одинаковых режимах эксплуатации и сетке скважин оказывается ниже, чем залежей с нефтью повышенной и высокой вязкостью.

Основной причиной превалирующего влияния свойств и строения продуктивного пласта на эффективность разработки залежей в карбонатных коллекторах является широкое развитие в них густой сети трещин и более высокая степень неоднородности по сравнению с терригенными пластами девона и нижнего карбона. Сравнительные данные физических свойств пластовых нефтей эксплуатационных объектов в карбонатных коллекторах Татарстана и Башкортостана представлены в таблице 2.4.

По высоте залежей в карбонатных коллекторах наблюдается повышение вязкости пластовой нефти в подошвенной части до 4,5 раза по сравнению с кровельной частью.

Свойства пластовой нефти в региональном плане закономерно изменяются с востока, а именно от юго-восточного склона Южно-Татарского свода, на запад в направлении к Мелекесской впадине.

Таблица 2.3 — Основные физические свойства пластовых нефтей эксплуатационных объектов терригенной толщи нижнего карбона [32]

Месторождение, площадь	Плотность, кг/м³	Вязкость, мПа-с	Газосодержание, м³/т	Давление насыщения газом, МПа
Нефтегазоносные комплексы Татарстана
Ромашкинское:
Северо-Альметьевская	868-881	18,2-32,1	16,5-19,1	4,6-5,2
Северо-Азнакаевская	882-930	21,5-42,5	9,8-10,9	3,5-4,7
Восточно-Сулеевская	865-879	10,1-34,4	14,2-28,2	4,1-6,3
Беркет- Ключевское	865-874	14,5-26,5	30,3-33,6	6,6
Ново-Елховское	859-896	17,8-20,5	13,2-22,1	4,8-5,3
Ново-Бавлинское	866-871	12,8-15,6	23,0-25,4	6,2-6,7
Березовское	882	18,7	20,3	5,4
Нефтегазоносные комплексы Башкортостана
Арланское	870-893	14,0-34,6	13,6-21,4	6,8-9,1
Манчаровское	863-882-	12,9-24,4	14,5-25,1	5,4-7,0
Таймурзинское	881-895	17,3-31,0	12,8-22,4	4.9-6,3
Кузбаевское	864-879	14,0-19,7	20,1-24,2	6,3-8,0
Четырманское	853-870	6,9-13,8	36,2-41,6	6,3-8,8
Бураевское	864-888	14,4-24,5	23,8-34,8	6,5-9,0
Игровское	840-896	9,6-31,5	16,0-32,3	6,7-8,4
Орьебашское	877-892	17,3-33,4	17,2-23,5	6,4-8,4
Нефтегазоносные комплексы Самарской области
Мухановское	773-811	2,0-3,6	38,9-68,0	5,9-7,6
Радаевское	873-898	25,7-47,6	19,2-29,9	5,8-6,2
Яблоневый овраг	864-866	15,7-17,2	6,8-7,9	1,04-2,14

Таблица 2.4 — Вязкость и газосодержание пластовой нефти по объектам разработки с карбонатными коллекторами [11]

Месторождение	Объекты разработки (горизонт, ярус)	Вязкость, мПа∙с	Газосодержание, м³/т
Нефтегазоносные комплексы Татарстана
Ромашкинское	верейский	41,6	4,1
	башкирский	45,0	3,2
	турнейский	32,6	5,9
	заволжский	20,0	19,0
	фаменский	46,5	13,6
Ямашинское	верейский	21,6	7,7
	башкирский	41,6	6,8
	турнейский	10,8-44,6	13,4
Тавельское	турнейский (упино-малевские и кизе-
	лово-черепетские)	30,0	20,0
Ивашкино-Мало-
Сульчинское	турнейский	42,0
Нурлатское	башкиро-верейские	56,3-94,8	4,1-5,7
Шегурчинское	турнейский	24,4	16,5
	верейский	33,8	9,7
	башкирский	54,6	10,5
Архангельское	верейский	50,1	6,0
	башкирский	41,1	6,2

Продолжение таблицы 2.4

Месторождение	Объекты разработки (горизонт, ярус)	Вязкость, мПа∙с	Газосодержание, м³/т
Ново-Елховское	башкирский	79,4	11,5
	турнейский	22,9	17,4
	верейский	89,7	11,5
Бавлинское	турнейский	15,8	24,1
Сиреневское	верейский	70,5	2,2
	башкирский	20,8	8,5
	каширский верейский	70,5	2,2
Беркет-Ключевское		89,7	0,59
	турнейский	33,8	10,0
Ильмовское	башкирский	100	10,0
Нефтегазоносные комплексы Башкортостана
Туймазинское	турнейский	17,4	10,0
Серафимовское	турнейский	16,3-35,3	7,8-22,6
Арланское	каширо-подольский	12,5-24,6	6,4-17,4
Четырманское	башкирский	5,68-7,95	30,8-42,8
	верейский	5,46-7,08	37,6-46,3
Игровское	башкирский	6,0	19,6-37,7
	верейский	5,5	15,5-51,3
Татышлинское	башкирский	18,0	15,5-51,3
Югомашское	башкирский	7,5-18,3	13,9-32,3
	верейский	4,02-13,5	7,7-43,3
Орьебашское	башкирский	5,26-6,6	21,0-26,4
	верейский	5,32	30,3
Ташлы-Кульское	кизеловский	8,7	18,3-20,0
Суллинское	кизеловский	13,0	11,1-33,4
Копей-Кубовское	кизеловский	5,75-11,2	32,4
	заволжский	6,27	25,2
	фаменский	9,58-15,4	17,1-24,9
Петропавловское	кизеловский	5,56-8,34	17,0-34,4
	заволжский	4,2-7,94	24,6-34,6

1 – изолинии вязкости пластовой нефти, мПа∙с;

2 – границы месторож-

дений.

Геоструктурные элемен-

ты:

I – Южно-Татарский свод;

V – Мелеканская впадина.

Месторождения: 1 – Ромашкинское, 2 – Ново-Елховое, 3 – Бавлинское, 4 – Тат-Кандызское, 6 – Урустамакское, 7 – Алексеевское, 8 – Подгорное, 19 – Ульяновское, 20 – Ивашкино-Мало-Сульчинское, 21 – Ильмовское, 22 – Нурлатское, 23 – Ново-Шешминское, 24 – Бурейкинское, 25 – Старо-Кадеевское, 26 – Аксубаево-Мошкинское, 27 – Краснооктябрьское, 28 – Тавельское, 29 – Шегурчинское, 30 – Сиреневское, 31 - Беркет-Ключевское, 32 – Ямашинское, 33 – Архангельское, 34 – Тюгеевское, 35 – Березовское, 36 – Екатериновское, 37 – Ерсубайкинское, 38 – Макаровское, 39 – Соколкино-Сарапалинское, 40 – Онбийское. 41 – Бастрыкское, 42 – Красногородское, 43 – Ашальчинское, 44 – Кадыровское, 45 – Енорусскинское, 46 – Черемуховское, 47 – Нуркеевское, 48 – Пионерское, 49 – Вишнево-Полянское, 50 – Зюзеевское, 53 – Мельниковское, 54 – Урмышлинское, 56 – Лангуевское, 57 – Степноозерское, 61 – Аканское, 62 – Сунчелеевское.
Рисунок 2.1 – Изменение вязкости пластовой нефти залежей каменноугольных отложений юго-востока Татарстана [9]
Амерханов И.М. обнаружил следующие закономерности изменения свойств пластовых нефтей по месторождениям Татарстана.

По горизонтам Д-I и Д-0 наименьшие значения плотности нефти 841-846 кг/м³ отмечаются на Бавлинском и Ново-Бавлинском месторождениях. К югу и северо-западу плотность нефти повышается до 890-900 кг/м³ и более.

По турнейскому ярусу наименьшие значения плотности разгазированной нефти в 868-871кг/м³ наблюдаются на юго-востоке. Плотность нефти на Ромашкинском и Ново-Елховском месторождениях равна 898-902 кг/м³. На восточном борту Мелекесской депрессии плотность нефти равна 937-947 кг/м³, на залежах северо-востока Татарстана — 933 кг/м³.

Наименьшие значения плотности нефти бобриковского горизонта (853-866 кг/м³) отмечены на Бавлинском месторождении, а наибольшее — на западном склоне южного купола Татарского свода (945-966 кг/м³) и на юго-западном борту Верхнекамской впадины (975 кг/м³).

Закономерности изменения газового фактора такие же, что для плотности. На Бавлинском месторождении и в центре Ромашкинского она достигает наибольшего значения. На юго-западном склоне северного купола Татарского свода наибольший газовый фактор, равный 30 м³/т, наблюдается в Первомайско-Бондюжской группе месторождений и снижается в западном и восточном направлениях.

Величина давления насыщения зависит в основном от величины газового фактора и содержания азота в составе растворенного газа. Содержание азота в попутном газе девонских отложений на Бавлинском, Ромашкинском и НовоЕлховском месторождениях наибольшее и, составляя 8-10 %, увеличивается к западу. Интенсивный рост объемного содержания азота происходит в северном направлении, достигая 26-28 %. Повышенное содержание азота (20-30 %) отмечается в нефтях нижнего карбона. Наибольшее содержание азота (60 %) на Мензелино-Актанышской площади.

Давление насыщения газом месторождений в девонских отложениях на юге Ново-Елховского месторождения равно 7,8 МПа, а на Первомайском месторождении — 10,8 МПа. Давление насыщения нефтей каменноугольных отложений меньше и изменяется в пределах 3-6 МПа. На залежах Тавеле-Ямашинской группы, например на Шегурчинском и Рокашевском месторождениях, давление насыщения газом выше и составляет 6-8 МПа. Это обусловлено повышением объемного содержания азота в газе до 25-40 %.

На рисунке 2.1 показано изменение вязкости пластовых нефтей на юго-востоке Татарстана.

Наименьшая вязкость пластовой нефти девонских отложений (1,9 мПа∙с) — на Ново-Бавлинском месторождении. На запад и север от Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений вязкость нефти постепенно увеличивается. Наибольшая вязкость нефти (10-12 мПа∙с) отмечается на Кутушском месторождении (на западе) и на месторождениях Прикамья.

Вязкость пластовой нефти залежей нижнего карбона значительно выше и изменяется в диапазоне 10-200 мПа∙с. По ряду небольших по размерам месторождений вязкость нефти достигает 200 мПа∙с.

Сургучев М.Л. предложил различать следующие нефти: маловязкие 0,4< µ_н <10 мПа∙с, средневязкие — 10<�µ_н<50 мПа∙с, высоковязкие 50<�µ_н<1500 мПа∙с.

Мирчинк М.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Желтов Ю.В. относят нефти к высоковязким тогда, когда отношение вязкости нефти и вытесняющего агента (пластовой воды) превышает 10.

Иванова М.М. выделяет четыре группы нефтей: с незначительной вязкостью — µ_н< 1 мПа∙с, маловязкие 1< µ_н< 5 мПа∙с, с повышенной вязкостью 5< µ_н< 25 мПа∙с и высоковязкие µ_н> 25 мПа∙с.

В Татарстане и Башкортостане пластовые нефти принято делить на три группы: с вязкостью до 10 мПа∙с, в диапазоне 10-30 мПа∙с и 30-60 мПа∙с. Таким образом, термин «вязкая нефть» является в достаточной степени условным.

В Татарстане более 60 % объектов разработки имеют вязкость пластовой нефти более 30 мПа∙с, причем среди них выше 55 % — это объекты с вязкостью нефти в пределах 30-60 мПа∙с.

Начальные извлекаемые запасы углеводородного сырья в залежах с вязкостью нефти свыше 30 мПа∙с составляют 84 % всех запасов. Доля их в остаточных запасах составляет 30,4 %, а запасов нефтей вязкостью 10 мПа∙с и выше – 57 % (таблица 2.5).
Таблица 2.5 – Структура запасов Татарстана по физическим свойствам нефти на 1 января 1993 г. [8]

Параметры физико-химических свойств нефти	Накопленная добыча нефти, %	Доля остаточных запасов нефти, %
Плотность:
легкие, менее 870 кг/м³	87,64	38,7
средние, 870-910 кг/м³	11,63	42,1
тяжелые, свыше 910 кг/м³	0,73	19,2
Вязкость:
мало- и средневязкие, менее 10 мПа*с	90,73	42,2
повышенной вязкости, (10-30) мПа*с	7,05	27,4
высоковязкие, св. 30 мПа*с	2,22	30,4

В карбонатных коллекторах содержится 28,1 % остаточных извлекаемых запасов, а накопленная добыча из них составляет лишь 1,02 % в общей добыче. Запасы нефти в карбонатных коллекторах пока практически не вырабатываются.

В терригенных отложениях Башкортостана запасы нефти вязкостью до 10 мПа∙с составляют 32,4 %, от 10 мПа∙с до 30 мПа∙с — 62,7 % и лишь 4,9 % запасов имеют вязкость более 30 мПа∙с.

В карбонатных коллекторах с вязкостью нефти более 30 мПа∙с содержатся 11,3 % от геологических запасов. Запасы залежей нефти вязкостью до 10 мПа∙с составляют 42,1 %, а вязкостью от 10 мПа∙с до 30 мПа∙с — 46,6 % от общих запасов в этих коллекторах.

В накопленной добыче, независимо от типа коллекторов, доля нефти вязкостью до 10 мПа∙с составляет47,6 %, а вязкостью от 10 мПа∙с до 30 мПа∙с — 50,2 %. Остальные 2,2 % приходятся на нефти вязкостью более 30 мПа∙с.

Из терригенных коллекторов накопленная добыча нефти вязкостью до 10 мПа∙с составила 47,5 %, от 10 мПа∙с до 30 мПа∙с — 50,6 % и выше 30 мПа∙с — 1,9%.

Из карбонатных коллекторов наибольшая доля добытой нефти (49,2 %) приходится на залежи с вязкостью до 10 мПа∙с. На объекты, вязкость нефти которых изменяется от 10 мПа∙с до 30 мПа∙с и свыше 30 мПа∙с, приходится соответственно 44,1 % и 6,7 % добычи.</1500></50></10>

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 31

	Федеральный закон технический регламент О безопасности трубопроводов промысловых и магистральных для транспортировки жидких и газообразных углеводородов		Сергей Матвеев cto, Технический директор Местоположение Управление проектами, Управление продуктами, Управление людьми, Построение команды, Управление разработкой, Проектное планирование,...
	Нефтяная компания Дополнительные мероприятия по обеспечению безопасности дорожного движения в зимних условиях 17		Нефть определение углеводородов с 1 с 6 методом газовой хроматографии гост 13379-82 Настоящий стандарт устанавливает метод определения углеводородов с 1 С6 с массовой долей более 0,01 в нефти, подготовленной по гост...
	Отчет ООО дук «Медвежья Долина» ...		Российской федерации федеральное агентство по образованию Первая редакция. – М.: Исследовательский центр проблем качества подготовки специалистов, Координационный совет учебно-методических...
	Открытое акционерное общество «Научно-технологическая компания «Российский...		На оказание научно-технических услуг по добровольной сертификации Акционерное общество «Научно-технический центр Единой энергетической системы» (ао «нтц еэс»)
	Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (Россия), далее именуемое «Продавец», в лице Директора Департамента трейдинга...		«национальный медицинский исследовательский центр «межотраслевой... Национальный медицинский исследовательский центр межотраслевой научно-технический комплекс
	Управление образования администрации г. Белгорода Белгородский региональный институт повышения квалификации и профессиональной переподготовки специалистов		Акционерное общество научно-технологическая компания «Российский...
	Открытое акционерное общество «Научно-технологическая компания «Российский...		Положение о 2-й Всероссийской практической конференции «Управление... Настоящее положение устанавливает порядок организации и проведения Всероссийской практической конференции «Управление образованием...
	Руководство по эксплуатации ацпр. 407154. 014 Рэ Руководство по эксплуатации предназначено для изучения принципа действия и устройства расходомера ультразвукового с накладными излучателями...		Руководство по эксплуатации ацпр. 407154. 014 Рэ Руководство по эксплуатации предназначено для изучения принципа действия и устройства расходомера ультразвукового с накладными излучателями...

Похожие: