Файл: Геологопромысловая характеристика nого газоконденсатнонефтяного.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.12.2023
Просмотров: 125
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
об., двуокиси углерода содержится 0,18% об. (интер- вал изменения от 0,09 до 0,36% об.), сероводород отсутствует. Плотность газа изменяется от 0,825 до 0,962 кг/м3, среднее значение – 0,906 кг/м3, молекуляр- ная масса газа 22,0.
Исследования газа на гелиеносность в период разведки показало, что со- держание гелия в растворенном газе ниже кондиционного.
В процессе разработки содержание гелия определялось по глубинным пробам, отобранным в скважинах 217 и 218. По однократному разгазированию глубинных проб содержание гелия в среднем составило 0,012% об.
Данные, характеризующие состав и свойства газа и конденсата газовой шапки получены в результате исследования устьевых проб, отобранных из скв. 8 и 13 в период разведки. Плотность природного газа от 0,840 до 0,852 кг/м3, молекулярная масса от 20 до 20,3. Газ этанометановый, содержание ге- лия 0,051–0,052% об. (что выше кондиционного).
По пробам из скажин. 8 и 13 рекомбинирование не производилось. Для расчетов приведенных давления (Рпр) и температуры (Тпр) использованы псев- докритические давление и температура, определенные для природного газа, полученного в скв. 9, вскрывшей залежи свободного газа в отложениях ниж- ней и верхней пачек D3dzr (исходя из близости компонентных составов газа по
пробам из старооскольских отложений и пробам из джьерских отложений). Для пластовых давления 26,84 МПа и температуры 54,5°С на отметке ГНК (минус 2432 м) Рпр = 5,97, Тпр = 1,48, коэффициент сверхсжимаемости пласто- вого газа составляет 0,851 доли ед. Содержание конденсата в пластовом газе, равное 225,8 г/см3 принято по аналогии с газоконденсатной залежью D3dzr в районе скважины 9.
В процессе разработки свободный газ не исследовался.
Состав и свойства конденсата изучены по устьевой пробе, отобранной
из скважины 8. Конденсат характеризуется удельным весом 0,711 г/см3, вязко- стью – 0,69 мм2/с, молекулярной массой – 107.
Залежь нефти в отложениях D2st в районе скважины 18. Свойства нефти залежи изучены по устьевой пробе, отобранной в скважины 18.
Нефть легкая (плотностью 0,840 г/см3), высокопарафинистая (33% масс.), малосернистая (0,1% масс.).
При проектировании газосодержание нефти (231,4 м3/т) и объемный ко- эффициент (1,54 доли ед.) приняты по аналогии с основной залежью D2st.
Залежь нефти в отложениях D2st в районе скважины 9. Свойства нефти залежи изучены при однократном и двухступенчатом разгазировании глубин- ных проб из скважины 9.
Плотность пластовой нефти – 0,680 г/см3, вязкость – 0,66 мПа×с.
При проектировании значения газового фактора, равное 231,4 м3/т и объ- емного коэффициента, равное 1,54 доли ед., приняты по аналогии с основной залежью D2st.
Нефть в стандартных условиях легкая (плотностью 0,844 г/см3), смоли- стая (смол 5,8% масс., асфальтенов 0,8% масс.), малосернистая (0,36% масс.), высокопарафинистая (11,7% масс.). Кинематическая вязкость нефти при 30°С составляет 23,1 мм2/с (при стандартных условиях не течет). Температура за- стывания нефти +22°С, температура плавления парафина составляет +53°С.
По данным дифференциального разгазирования глубинной пробы нефти
растворенный газ имеет плотность 0,940 кг/м3, молекулярный вес 22,4. В со- ставе нефтяного газа сероводород отсутствует, содержание гелия некондици- онно, углекислого газа – 0,20% об., азота – 2,29% об.
Основная нефтегазоконденсатная залежь в отложениях нижней пачки D3dzr. Физико-химические свойства нефти изучены по одной поверхностной
пробе, отобранной в скважине 316.
Нефть легкая, плотностью 0,841 г/см3, вязкость нефти, определенная при температуре 25°С, составляет 54,0 мм2/с, малосернистая (0,29% масс.), по со- держанию парафинов и смол сведений нет. Температура начала кипения
+82°С, до 100°С выкипает 3,0% об., до 200°С – 20% об., до 300°С – 42,5% об.
Газ, растворенный в нефти, не исследовался.
Подсчетные параметры: объемный коэффициент (1,54 доли ед.) и газо- содержание нефти (231,4 м3/т) для нижней пачки D3dzr приняты по аналогии с D2st.
Пробы природный газа и конденсата из скважин, пробуренных в преде- лах основной залежи, не отбирались. Состав газа принят аналогичным составу свободного газа, отобранному из скважине 9.
Основная нефтегазоконденсатная залежь в отложениях верхней пачки D3dzr. Пробы нефти, газа и конденсата из отложений верхней пачки D3dzr не отбирались.
Подсчетные параметры приняты по аналогии с нижней пачкой.
Газоконденсатные залежи в отложениях нижней и верхней пачек D3dzr в районе скважины 9. Состав и свойства свободного газа и конденсата изучены по устьевым и сепараторным пробам, отобранным при опробовании скважины 9 при совместном опробовании отложений верхней и нижней пачек.
Плотность газа сепарации – 0,795 кг/м3, содержание азота – 4,8% об., уг- лекислого газа – 0,1% об.
На гелиеносность исследовано 20 проб в период опробования и испыта- ния скважины 9. По 8 пробам, отобранным с буфера при статических условиях из интервалов 2560–2545 м
и 2511–2492 м, содержание гелия изменяется от
0,075 до 0,096% об. По 5 пробам, отобранным с устья при работе скважины на различных режимах, содержание гелия колеблется от 0,085 до 0,092% об. По 7 сепараторным пробам при различных режимах сепарации содержание гелия находится в диапазоне 0,082–0,094% об. (среднее значение – 0,087% об.).
Конденсат имеет плотность - 0,739 г/см3, вязкость - 1,05 мм2/с, молеку- лярную массу 117.
Газоконденсатная характеристика и компонентный состав пластового газа определены путем рекомбинирования на установке УГК-3 пробы, ото- бранной в скважины 9 из отложений нижней+верхней пачек D3dzr.
Молярная доля «сухого» газа в пластовом рассчитана по компонентному составу пластового газа и составляет 0,956. Содержание конденсата в пласто- вом газе составляет 225,8 г/м3. Результаты исследований фазового поведения газоконденсатной системы в пластовых условиях приведены в табл. 2.4.5 и на рисунке 2.20.
Псевдокритические параметры (давление и температура), рассчитанные по составу пластового газа, составляют, соответственно 45,81 ат и 220,93°К.
Приведенные давление и температура (Рпр и Тпр) для залежей в отложе- ниях нижней и верхней пачек D3dzr рассчитаны для пластовых давления и тем- пературы на отметке ГВК (минус 2467 м для нижней пачки и минус 2416 м для верхней пачки).
Ввиду отсутствия корректных замеров пластовых давлений в джьерских отложениях пластовое давление определено расчетным путем по градиенту давления, установленному на разведочном этапе [34].
Зависимость построена по глубинным замерам в поисково-разведочных
скважинах и описывается уравнением: Т=0,023×Н-1,432.
Для залежи в отложениях нижней пачки (район скважины 9) принятое начальное пластовое давление составляет 26,9 МПа, температура – 55,3°С. Для залежи отложений верхней пачки в районе скважины 9 принятые значения начальных пластового давления и температуры соответственно равны 26,8 МПа и 54,1°С.
Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа определен по графи- кам Г. Брауна и составляет 0,853 доли ед. для залежи в отложениях нижней пачки и 0,850 доли ед. для залежи в отложениях верхней пачки .
С начала разработки по месторождению отобрали 8381 тыс. т нефти и 9537 тыс. т жидкости. Использование извлекаемых запасов категории С1 со- ставляет 49% при среднегодовой обводненности продукции 24,1%. Текущий КИН – 0,153, при проектном – 0,315.
Исследования газа на гелиеносность в период разведки показало, что со- держание гелия в растворенном газе ниже кондиционного.
В процессе разработки содержание гелия определялось по глубинным пробам, отобранным в скважинах 217 и 218. По однократному разгазированию глубинных проб содержание гелия в среднем составило 0,012% об.
Данные, характеризующие состав и свойства газа и конденсата газовой шапки получены в результате исследования устьевых проб, отобранных из скв. 8 и 13 в период разведки. Плотность природного газа от 0,840 до 0,852 кг/м3, молекулярная масса от 20 до 20,3. Газ этанометановый, содержание ге- лия 0,051–0,052% об. (что выше кондиционного).
По пробам из скажин. 8 и 13 рекомбинирование не производилось. Для расчетов приведенных давления (Рпр) и температуры (Тпр) использованы псев- докритические давление и температура, определенные для природного газа, полученного в скв. 9, вскрывшей залежи свободного газа в отложениях ниж- ней и верхней пачек D3dzr (исходя из близости компонентных составов газа по
пробам из старооскольских отложений и пробам из джьерских отложений). Для пластовых давления 26,84 МПа и температуры 54,5°С на отметке ГНК (минус 2432 м) Рпр = 5,97, Тпр = 1,48, коэффициент сверхсжимаемости пласто- вого газа составляет 0,851 доли ед. Содержание конденсата в пластовом газе, равное 225,8 г/см3 принято по аналогии с газоконденсатной залежью D3dzr в районе скважины 9.
В процессе разработки свободный газ не исследовался.
Состав и свойства конденсата изучены по устьевой пробе, отобранной
из скважины 8. Конденсат характеризуется удельным весом 0,711 г/см3, вязко- стью – 0,69 мм2/с, молекулярной массой – 107.
Залежь нефти в отложениях D2st в районе скважины 18. Свойства нефти залежи изучены по устьевой пробе, отобранной в скважины 18.
Нефть легкая (плотностью 0,840 г/см3), высокопарафинистая (33% масс.), малосернистая (0,1% масс.).
При проектировании газосодержание нефти (231,4 м3/т) и объемный ко- эффициент (1,54 доли ед.) приняты по аналогии с основной залежью D2st.
Залежь нефти в отложениях D2st в районе скважины 9. Свойства нефти залежи изучены при однократном и двухступенчатом разгазировании глубин- ных проб из скважины 9.
Плотность пластовой нефти – 0,680 г/см3, вязкость – 0,66 мПа×с.
При проектировании значения газового фактора, равное 231,4 м3/т и объ- емного коэффициента, равное 1,54 доли ед., приняты по аналогии с основной залежью D2st.
Нефть в стандартных условиях легкая (плотностью 0,844 г/см3), смоли- стая (смол 5,8% масс., асфальтенов 0,8% масс.), малосернистая (0,36% масс.), высокопарафинистая (11,7% масс.). Кинематическая вязкость нефти при 30°С составляет 23,1 мм2/с (при стандартных условиях не течет). Температура за- стывания нефти +22°С, температура плавления парафина составляет +53°С.
По данным дифференциального разгазирования глубинной пробы нефти
растворенный газ имеет плотность 0,940 кг/м3, молекулярный вес 22,4. В со- ставе нефтяного газа сероводород отсутствует, содержание гелия некондици- онно, углекислого газа – 0,20% об., азота – 2,29% об.
Основная нефтегазоконденсатная залежь в отложениях нижней пачки D3dzr. Физико-химические свойства нефти изучены по одной поверхностной
пробе, отобранной в скважине 316.
Нефть легкая, плотностью 0,841 г/см3, вязкость нефти, определенная при температуре 25°С, составляет 54,0 мм2/с, малосернистая (0,29% масс.), по со- держанию парафинов и смол сведений нет. Температура начала кипения
+82°С, до 100°С выкипает 3,0% об., до 200°С – 20% об., до 300°С – 42,5% об.
Газ, растворенный в нефти, не исследовался.
Подсчетные параметры: объемный коэффициент (1,54 доли ед.) и газо- содержание нефти (231,4 м3/т) для нижней пачки D3dzr приняты по аналогии с D2st.
Пробы природный газа и конденсата из скважин, пробуренных в преде- лах основной залежи, не отбирались. Состав газа принят аналогичным составу свободного газа, отобранному из скважине 9.
Основная нефтегазоконденсатная залежь в отложениях верхней пачки D3dzr. Пробы нефти, газа и конденсата из отложений верхней пачки D3dzr не отбирались.
Подсчетные параметры приняты по аналогии с нижней пачкой.
Газоконденсатные залежи в отложениях нижней и верхней пачек D3dzr в районе скважины 9. Состав и свойства свободного газа и конденсата изучены по устьевым и сепараторным пробам, отобранным при опробовании скважины 9 при совместном опробовании отложений верхней и нижней пачек.
Плотность газа сепарации – 0,795 кг/м3, содержание азота – 4,8% об., уг- лекислого газа – 0,1% об.
На гелиеносность исследовано 20 проб в период опробования и испыта- ния скважины 9. По 8 пробам, отобранным с буфера при статических условиях из интервалов 2560–2545 м
и 2511–2492 м, содержание гелия изменяется от
0,075 до 0,096% об. По 5 пробам, отобранным с устья при работе скважины на различных режимах, содержание гелия колеблется от 0,085 до 0,092% об. По 7 сепараторным пробам при различных режимах сепарации содержание гелия находится в диапазоне 0,082–0,094% об. (среднее значение – 0,087% об.).
Конденсат имеет плотность - 0,739 г/см3, вязкость - 1,05 мм2/с, молеку- лярную массу 117.
Газоконденсатная характеристика и компонентный состав пластового газа определены путем рекомбинирования на установке УГК-3 пробы, ото- бранной в скважины 9 из отложений нижней+верхней пачек D3dzr.
Молярная доля «сухого» газа в пластовом рассчитана по компонентному составу пластового газа и составляет 0,956. Содержание конденсата в пласто- вом газе составляет 225,8 г/м3. Результаты исследований фазового поведения газоконденсатной системы в пластовых условиях приведены в табл. 2.4.5 и на рисунке 2.20.
Псевдокритические параметры (давление и температура), рассчитанные по составу пластового газа, составляют, соответственно 45,81 ат и 220,93°К.
Приведенные давление и температура (Рпр и Тпр) для залежей в отложе- ниях нижней и верхней пачек D3dzr рассчитаны для пластовых давления и тем- пературы на отметке ГВК (минус 2467 м для нижней пачки и минус 2416 м для верхней пачки).
Ввиду отсутствия корректных замеров пластовых давлений в джьерских отложениях пластовое давление определено расчетным путем по градиенту давления, установленному на разведочном этапе [34].
Зависимость построена по глубинным замерам в поисково-разведочных
скважинах и описывается уравнением: Т=0,023×Н-1,432.
Для залежи в отложениях нижней пачки (район скважины 9) принятое начальное пластовое давление составляет 26,9 МПа, температура – 55,3°С. Для залежи отложений верхней пачки в районе скважины 9 принятые значения начальных пластового давления и температуры соответственно равны 26,8 МПа и 54,1°С.
Коэффициент сверхсжимаемости пластового газа определен по графи- кам Г. Брауна и составляет 0,853 доли ед. для залежи в отложениях нижней пачки и 0,850 доли ед. для залежи в отложениях верхней пачки .
-
СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ N-ОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
-
Состояние разработки месторождения Месторождение находится в эксплуатации с 1988 г.
С начала разработки по месторождению отобрали 8381 тыс. т нефти и 9537 тыс. т жидкости. Использование извлекаемых запасов категории С1 со- ставляет 49% при среднегодовой обводненности продукции 24,1%. Текущий КИН – 0,153, при проектном – 0,315.