4.1.3 Показатели неоднородности эксплуатационных объектов месторождения Узень
В работе [42] одним из показателей, характеризующих неоднородность горизонтов, является коэффициенты песчанистости и расчлененности.
Статистические показателе по коэффициентам песчанистости и расчлененности приведены в таблице 4.3
Таблица 4.3
Статистические показатели основных свойств коллекторов
X Горизонты Количество
скважин используемых
для определений Коэффициент песчанистости Коэффициент расчлененности
Ср.
знач Коэфф. вар. Ср. знач Коэфф. вар. 1 XIII 1151 0,34 0,66 5,6 0,1 2 XIV 594 0,55 0,75 8,2 0,32 3 XV 461 0,7 0,44 5,6 0,61 4 XVI 227 0,8 0,63 2,6 0,4 5 XVII 152 0,5 0,66 3,5 0,28 6 XVIII 100 0,66 0,72 5,8 0,98 J4.1.4Физико-химические свойства и состав пластовых
жидкостей и газов Изучение физико-химических свойств нефти и газа имеет особое значение для познания не только процессов формирования нефтяных, залежей, но и последующих геохимических изменений, происходящих в них
в результате окислительных процессов в зоне водонефтяного контакта и тектогенеза, приведших к изменению гипсометрического положения залежей и фазового состояния углеводородов и т.п. Особенно значительно изменение физико-химических свойств нефтей, в частности вязкости, плотности, количества растворенного газа и давления насыщения, в крупных нефтяных залежах. Эти изменения должны быть учтены при составлении технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений. Еще большую значимость приобретает изучение влияния нагнетания в пласты морской воды, а также закачка ПАВ, растворителей, нефтяной эмульсии) физико-химических свойств нефти, газа и воды и др.
По своим свойствам нефти при давлении насыщения 8,0-11,0 МПа являются малосернистыми, смолистыми, с содержанием парафина до 29%, что обусловливает очень высокую температуру ее застывания +32°С. со средней вязкостью в пластовых условиях 3-4 мПа-с. Нефти этих продуктивных горизонтов мало отличаются друг от друга.
В отличие от большинства нефтей месторождений Казахстана, имеющих в ряде случаев подобную характеристику, пластовые нефти месторождения Узень имеют существенную особенность заключающуюся в том, что температура насыщения нефти парафином практически равна температуре пласта.
Это требует особого подхода к проектированию разработки месторождения, основой которого является создание условий, исключающих возможность выпадения парафина из нефти в пласте, т.е. наряду с поддержанием пластового давления необходимо подержание пластовой температуры и это должно учитываться при проектировании разработки.В таблице 4.4 приведены средние значения параметров пластовых нефтей для каждого продуктивного горизонта месторождения Узень в первоначальных пластовых условиях.
Характеристики Продуктивные горизонты
XIII XIV XV XVI XVII XVIII Средняя глубина залегания, м 1050 1300 1350 1350 1420 1450 Средняя эффективная толщина, м 9,9 25,9 15 16,8 20,7 12,6 Средняя нефтенасыщенная толщина, м 7,8 18 11,5 13,8 21,1 15,7 Средняя нефтенасыщенность, % 63 64 61 63 63 57 Пористость, % 27 25 24 25 23 23 Пластовое давление, МПа 10,4 10,9 п,з 11,7 12,4 12,5 Рнас., МПа 7,2 7,8 8,0 8,2 8,3 9,2 Вязкость пластовой нефти, мПас 4,2 3,6 3,4 3,5 3,7 3,5 Вязкость сырой нефти, мПас 9,2 9,1 8,3 7,4 9,5 9,1 Плотность пластовой нефти, кг/м3 777 767 763 768 770 766 Плотность сырой нефти в стандартных условиях, кг/м3 884 853 852 855 859 852 Начальная температура пласта, °С 57,2 59,1 62,6 65 66,1 68 Газосодержание нефти, м3/т 56 57,2 59,3 56,7 56,5 61,8 Температура появления парафина, °С 57,0 60,5 58,5 - - 59,5 Содержание в нефти, % вес: парафинов 24 29 28,4 19,5 23,5 16 серы 0,17 0,13 0,16 0,19 0,24 0,2 o асфальтенов 1,64 1,0 1,28 3,58 2,52 - Смол силикагелевых 13,4 12,8 14,8 15,8 - 14,7 Коксуемость 2,5 2,24 2,51 4,61 4,24 3,8 Основные характеристики нефтяных залаежей
Среднеарифметические значения плотности нефти изменяются от горизонта к горизонту в небольших пределах: от 763 до 777 кг/м3 (в пластовых условиях) и от 852 до 884 кг/м3 (в поверхностных условиях). Изменение плотности нефти по площади месторождения небольшое.
Как видно из таблицы 2.4 пластовая нефть XIII горизонта характеризуется более высокой вязкостью (4,2 мПа-с) по сравнению с вязкостью нефтей других горизонтов.
По остальным (XIV-XVIII) горизонтам среднеарифметические значения вязкости нефти в пластовых условиях близки между собой и составляют 3,43,7 мПас.
По всем горизонтам наблюдается тенденция увеличения вязкости пластовой нефти в направлении от свода к крыльям.Одним из основных факторов, оказывающих влияние на величину температуры насыщения нефти парафином, является содержание в нефти высокомолекулярных углеводородов (парафинов), количество которых впервоначальный период разработки для месторождения в целом составляло около 29%. Содержание асфальтово-смолистых веществ порядка 20%. Температура застывания нефти поверхностных условиях равна 28 - 32°С. Что также является особенностью месторождения Узень. Это своеобразие нефти вызывает большие осложнения при внутри промысловом сборе нефти и магистральной ее транспортировке.
Приведенные данные позволяют классифицировать нефть месторождения Узень как легкую, высоко парафинистую, смолистую и малосернистую.
Компонентный состав растворенного в нефти газа приведен в таблице 4.5.
Таблица 4.5
Компонентный состав нефти по горизонтам
Содержание компонентов, мол.% горизонты X
и X
(N
и X
го
и О
~х и
1 Н-бутан i-пентан Н-пентан Азот Углекислы й газ, % Плотность газа, г/л XIII 50,20 20,00 16,79 3,10 4,65 1,55 1,45 2,26 Следы 1,305 XIV 57,60 19,15 12,65 2,47 3,66 1,33 U2 2,02 - 1,206 XV 62,98 17,55 10,35 2,10 3,31 1,04 0,88 1,72 - 1,100 XVI 67,81 13,83 8,61 1,86 3,22 1,24 1,10 2,33 - 1,097 XVII 69,97 14,47 6,92 1,52 2,53 1,05 0,96 2,58 - 1,049 Как видно из таблицы 4.5 содержание метана в газе закономерно увеличивается от XIII к XVII горизонту. Если в XIII горизонте оно составляет в среднем 50%, то в XVII горизонте оно равно 70%.
Плотность газа, так же как и его химический состав, изменяется с глубиной. Можно отметить, что по таким важным для разработки параметрам, как давление насыщения и вязкость, нефть месторождения Узень близка к наиболее часто встречаемым нефтям.
По химическому составу пластовые воды месторождения Узень четко разделяется на две группы: 1 группа - вода меловых отложений, 2 группа -юрских отложений. Воды меловых горизонтов относятся в основном к сульфатоно-натриевому типу с минерализацией до 10 г/л. Пластовые воды юрских продуктивных горизонтов представлены однообразными по составу хлоркальциевыми рассолами с минерализацией 130-170 г/л. Воды практически бессульфатные с промышленным содержанием брома (до 500 мл/л), иода (до 20 мг/л) и других ценных компонентов. Объемный газовый фактор вод не превышает 0,5-0,9 м3/м3. Водорастворимый газ представлен на 80-90% метаном, на 4-8% тяжелыми углеводородами, на 3,2-13,5% азотом и на 0,5-7,3%о углекислым газом. Сероводорд отсутствует.
Физические свойства пластовых вод, определенные для воды с минерализацией 140 г/л, пластового давления 11,4 МПа и температурой 62 С составляют: вязкость - 0,6 мПа-с, объемный коэффициент - 1,015, коэффициент сжимаемости - 32 МПа.