Состав и свойства нефти и газа и пластовой воды

Свойства пластовых флюидов исследованы в 1973-1994 г. За истекшие 15 лет изучено 123 глубинных, 95 поверхностных проб нефти и 121 проба попутного газа. Анализ пластовых флюидов проведен способами однократного и дифференциального дегазирования. Расчет параметров дифференциального дегазирования произведен по методике Гипровостокнефть. Свойства флюидов описаны по пластам.

На Благодатном поднятии плотность нефти составляет-0,897 г/см3. В ней много асфальто-смолистых веществ и серы.

Попутный газ и газ однократной сепарации имеет близкий состав. Метана в газах от 23,61% до 27,7%. Газ высоко азотный, низко метановый, безсернистый.

Нефть башкирского пласта в поверхностных условиях изучена на всех поднятиях. Всего изучено 20 глубинных проб.

На Баклановском и Сухобизярском поднятиях отработано 10 глубинных проб.

Поверхностная нефть (пласт Бш) на месторождении в основном среднего качества. Ее плотность возрастает от Баклановского поднятия к Кулешовскому (0,848-0,869-0,871 г/смЗ ). На Благодатном поднятии нефть тяжелая, высокосмолистая, высокосернистая, парафинистая. Выделенные из нефти газы высокоазотные, малометановые, высокожирные. Сероводорода в газах от 0,044 до 1,76%.

Нефть бобриковской залежи изучена только на северном куполе Благодатного поднятия. Газ однократной сепарации малометановый, высокоазотный, бессернистый.

Физико-химические свойства нефти и попутного газа на ДНС-0886, согласно техническим условиям ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», данным научно-

исследовательской работы «Разработка рекомендаций по предварительному сбросу пластовой воды» на УПСВ «Баклановка», выполненной научной частью ООО «ПермНИПИнефть» в 2002 г., приведены в таблицах 5 и 6 .

Таблица 5- Физико-химические свойства нефти Баклановского месторождения

Таблица 6 - Физико-химические свойства и состав попутного газа Баклановского месторождения

РОМАШКИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Ромашкинское месторождение располагается на востоке Республики Татарстан в пределах большей части Альметьевского района, частично захватывая Лениногорский и Сармановский районы.

Геологопоисковые работы на территории месторождения проводились в течение длительного времени, начиная с 1933 г. К 1948 г. был выявлен целый ряд поднятий, входящих в систему Сокско-Шешминских дислокации. С 1947 г. проводились структурно-картировочное и одновременно разведочное бурение. В 1948 г. скв. 3, заложенная в своде нижнепермского Ромашкинского поднятия, которое было выявлено структурно-геологической съемкой и изучено структурным бурением, дала приток нефти из песчаников пашийского горизонта франского яруса девона. В 1949 г. мощные фонтаны девонской нефти были получены из скв. 10 и 11. В дальнейшем было доказано, что контур промышленной нефтеносности девонских отложений выходит далеко за пределы локальных поднятий перми и карбона, на которых были заложены первые разведочные скважины. Разведка была в основном завершена к 1955 г. В результате ее была доказана промышленная нефтеносность в крупном интервале разреза девона и карбона на обширной территории с основной залежью в терригенных пластах пашийского горизонта. В июне 1952 г. Ромашкинское нефтяное месторождение было введено в разработку по предварительному проекту. В 1955 г. утверждена генеральная схема разработки, согласно которой в целях рациональной интенсификации добычи нефти с применением методов законтурного и внутриконтурного заводнения месторождение было разделено на ряд промысловых площадей. Со времени открытия месторождения на нем пробурено свыше 5000 скважин, вскрывших весь осадочный комплекс.

Месторождение представляет собой очень пологую обширную складку. Продуктивные отложения терригенного девона повторяют очертания структуры фундамента, сложенного докембрийскими отложениями. В пределах структуры вырисовываются отдельные купола с небольшими амплитудами поднятия, не превышающими 20-30 м. Наиболее обширными поднятиями являются Миннибаевское, Абдрахмановское, Павловское и Азнакаевское. Наибольшие углы падения пластов девонских отложений наблюдаются на западном крыле структуры (1,5-2 град.). На других крыльях падение измеряется минутами.

Промышленная нефтеносность в пределах Ромашкинского месторождения в основном связана с терригенными толщами девона и нижнего карбона; меньшие по размерам залежи располагаются в карбонатных коллекторах девона и карбона.

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в проницаемых пористых или трещиноватых коллекторах. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.

В категории региональных скоплений углеводородов включаются зоны скопления нефти и газа. Зона скопления нефти и газа представляет собой совокупность смежных и сходных по своему геологическому строению место скоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе генетически связанных между собой локальных ловушек.
Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование зона скопления нефти и газа и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентрацией месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства геотектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим районированием.

Стратиграфия изучает последовательность формирования комплексов горных пород в разрезе земной коры и первичные их соотношения в пространстве. Стратиграфия обеспечивает историзм всех других отраслей геологии, создаёт геохронологическую основу для изучения геологических процессов, развития геологических объектов, регионов и земной коры в целом, а также для карт геологического содержания. Объект стратиграфии нормально пластующиеся геологические тела, сложенные осадочными, вулканогенными и метаморфическими породами. Стратиграфическое подразделение совокупность горных пород, составляющих определённое единство и обособленных по признакам, позволяющим установить последовательность их формирования и положение в стратиграфическом разрезе. Основные задачи стратиграфии: расчленение разрезов и установление местных стратиграфических подразделений; корреляция стратиграфических подразделений и составление стратиграфических схем. Стратиграфия является основой при регионально-геологических исследованиях, позволяющих понять особенности тектоники территории, определить направление поисков и разведки полезных ископаемых; особенно это относится к пластовым месторождениям (нефть, уголь, железные и марганцевые руды, фосфориты, бокситы, каменные и калийные соли, чёрные урансодержащие сланцы и др.), которые строго приурочены к определённым стратиграфическим уровням. Без детального изучения стратиграфического разреза не могут быть составлены геологические карты и проведены различные инженерно-геологические работы.

Со времени открытия месторождения комплексное изучение стратиграфической, литолого-петрографической и коллекторской характеристики разреза осадочной толщи осуществлялось многими исследователями, в результате чего была получена достаточно детальная характеристика его геологического строения.

Одной из важных особенностей геологического строения Ромашкинского месторождения, как и подобных ему крупных нефтяных месторождений платформенного типа, является наличие обширных по площади и содержанию значительных запасов водонефтяных зон (ВНЗ), которые большей частью приурочены к нижним пластам горизонта Д_I.

1.3 Характеристика продуктивных пластов

В процессе геологической съемки, бурения структурно-поисковых, разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин на территории Ромашкинского месторождения к 1980 г. было выявлено более 200 залежей и установлена нефтеносность 14 горизонтов. В том числе на рассматриваемых площадях Шугуровско-Куакбашской зоны доказано наличие промышленных скоплений нефти в терригенно-карбонатных коллекторах турнейского яруса, бобриковского горизонта, серпуховского и башкирского ярусов и верейского горизонта – отложений нижнего и среднего карбона.

В нижнее- и среднекаменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения самые крупные залежи открыты в его юго-западной части на наиболее приподнятой части Миннибаевской террасы – Куакбашско-Шугуровской структуре, вытянутой в меридиональном направлении. Нефтепроявления в этом районе приурочены, в основном, к отложениям серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона, которые отличаются чрезвычайной неоднородностью и невыдержанностью по площади и по разрезу.

Серпуховский ярус:

Промышленная нефтеносность этих отложений (в объеме протвинского горизонта) впервые доказана в 1943 г. на Шугуровском месторождении. В дальнейшем его продуктивность получила подтверждение на Ойкинском и, в основном, Шугуровско-Куакбашском поднятии.

Залежь в серпуховских отложениях до 1981 г. опробовали в 34 скважинах, в том числе в 11 совместно с башкирским ярусом. В 21 из них получили притоки нефти с дебитом от 0,1 до 30 т/сут. В остальных 10 – нефть с водой и в 3 скважинах – вода.

Имелись скважины, которые довольно стабильно работали в течение нескольких лет, что подтвердило наличие в серпуховских отложениях промышленных скоплений нефти. Продуктивная часть разреза на 303 залежи в основном представлена двумя пористо-трещиноватыми интервалами (пластами). Обладая довольно хорошими коллекторскими свойствами, они образуют единый природный резервуар, приподнятая часть которого представляет собой ловушку, где сформировались скопления нефти массивного типа.

Башкирский ярус:

В настоящее время уже доказана его региональная нефтеносность не только в пределах рассматриваемой юго-западной части Ромашкинского месторождения, но и на многих других площадях Татарстана. Промышленная разработка залежи башкирского яруса ведется на месторождениях западного склона Южного купола. В плане залежь 302 совпадает с залежью 303 серпуховского возраста и также контролируемая крупной брахиантиклинальной структурой северо-восточного простирания – Шугуровско-Куакбашским валом.

Большинство положений по особенностям распределения коллекторов, покрышек, степени насыщения, определение ВНК и др., изложенные выше для серпуховских отложений, также характерны для залежей башкирского возраста. Стоит отметить, что 302 и 303 залежи обладают вертикальной трещиноватостью и глинистая перемычка в кровле протвинского горизонта не может являться надежной изоляцией этих двух залежей друг от друга. Исходя из этого 302, 303 залежи являются одним объектом разработки.

Границы 302 и 303 залежей, приуроченных к данным отложениям, проведены по линии ВНК на отметках –540,1 м (скв. 410) в северной части и -540,0 м (скв. 533) в южной части. ВНК имеет наклонную плоскость с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам составляет -543 м. При определении положения ВНК, главным образом, использовались данные испытания скважин. По большинству из них, с учетом характера распределения пористо-проницаемых пропластков в интервале перфорации и диапазона нефтеносности по данным геофизических исследований, этаж нефтеносности залежей достигает 70–90 м. Начальная средняя нефтенасыщенная толщина по 302 залежи – 6,4 м, по 303 – 12 м. Запасы нефти в башкирско-серпуховских отложениях распределены неравномерно и, в основном, сосредоточены в серпуховских отложениях. Коллекторские свойства по пористости и проницаемости представлены в табл. 1.

Таблица 1. Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

1.1 Состав и свойства пластовых флюидов

Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте "ТатНИПИнефть" и в лабораториях НГДУ "Лениногорскнефть".

Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам.

Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании приведены на следующей странице.

Свойства пластовой нефти

Давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3

Газосодержание, % 52,2-66,2

Суммарный газовый фактор, 50,0

Плотность, кг/м3 768,0-818,0

Вязкость, мПа с 2,4-10,4

Объемный коэффициент при Дифференциальном разгазировании 1,128-1,196

Плотность дегазированной нефти, кг/м ³ 795,0-879,0

Компонентный состав газа

Азот + редкие

В т.ч. гелий, % 10,36

Метан, % 39,64

Этан, % 22,28

Пропан, % 18,93

Изобутан, % 1,74

Н. Бутан, % 4,36

Изопентан, % 0,67

Н. Пентан, % 0,65

Гексан, % 0,46

Сероводород, % 0,02

Углекислый газ, % 0,89

Плотность газа, кгм³ 1,2398

Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор - кальциевого типа с общей минерализацией 252 - 280 г / л, в среднем 270 г /л. в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г / л ) и натрий ( 70,8 г / л ). Плотность воды в среднем 1,186 гсм³ , вязкость 1,9 мПас. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 - 0,368 м³/ м³, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.

Исследование физико-химических свойств пластовых нефтей проводилась по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Ниже приводится краткая характеристика нефти, воды и газа по ярусам.

Башкирский ярус:

Исследование свойств нефти башкирского яруса в пластовых условиях проводилось по 148 пробам, отобранным из 38 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения – 1,4МПа, газосодержание – 5,9 м³/т, объемный коэффициент – 1,034, динамическая вязкость составляет 43,63 мПа×с. Плотность пластовой нефти – 877 кг/м³, пластовая температура – 23 °С. По данным анализов поверхностных проб нефти башкирского яруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет 908,6 кг/м³.

По содержанию серы – 3,11% масс и парафина – 3,0% масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20°С составляет 109,9 мПа×с.

По химическому составу подземные воды башкирских отложений хлоркальциевого типа. Общая минерализация вод колеблется от 7,5 до 258,6 г/л, плотность 1005,0–1180,0 кг/м, вязкость 1,03–1,84мПа×с. (табл. 2)

Таблица 2. Физические свойства пластовых вод 302 залежи

Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,08–0,9 м³/т. Присутствует сероводород в количестве 0,006 м³/т, объемный коэффициент – 1,0001.

Серпуховский ярус:

Исследования свойств нефти серпуховского яруса в пластовых условиях проводилось по 91 пробам, отобранным из 22 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения – 1,3 МПа, газосодержание – 4,72 м³/т, объемный коэффициент – 1,032, динамическая вязкость составляет 52,87 мПа×с. Плотность пластовой нефти –883,8 кг/м, сепарированной – 906,8 кг/м³, пластовая температура 23°С. По данным анализов поверхностных проб нефти серпуховскогояруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет917,3 кг/м³. По содержанию серы – 2,6% масс и парафина – 5% масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20 ⁰С составляет 109,4 мПа×с. Подземные воды серпуховских отложений представлены двумя типами: сульфатно-натриевыми и хлоркальциевыми (по В.А. Сулину).

Сульфатные воды в основном связаны с процессами выщелачивания гипсов и ангидритов. Общая минерализация колеблется от 12,6 до 23,0 г/л, плотность 1009,6–1175,0 кг/м, вязкость 1,03–1,8 мПа×с. (табл. 3)

Таблица 3. Физические свойства пластовых вод 303 залежи

Также присутствует сероводород в количестве 0,008 м³/т. Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,09–0,12 м³/т. объемный коэффициент – 1,0003.

Из-за наличия в водах серпуховских и башкирских отложений серы и сероводорода необходимо предусмотреть защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии.

Наиболее полные результаты исследований свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти, физико-химические свойства пластовых вод, содержание ионов и примесей в пластовых водах представлены в табл. 3–6, по каждому из горизонтов даны средние значения параметров, диапазон их изменения.

Общая минерализация подземных вод серпуховских и башкирских отложений изменяется в течение года от 0,7 до 258 г./л, удельный вес – с 1005,0 до 1180,0 кг/м³. Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что пластовые воды этих залежей неоднородны.

Таблица 4. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 302 залежи

Таблица 5. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи

Таблица 6. Свойства пластовой нефти

Свойства пластовых нефтей и газа практически не оказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. При выборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластовая температура, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды.

Из-за отсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных на изучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними.