Главная страница Случайная страница
Разделы сайта
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
Характеристика нефти эксплуатируемого на участке ППМН
|
|
Характерным для нефтей терригенных отложений нижнего карбона Арланского месторождения является низкий газовый фактор 13 - 18 м3/т, некоторые пробы нефти имеют газовый фактор от 12, 0 до 20, 3 м3/т и высокое содержание азота, которое объясняет высокое значение давления насыщения при общей низкой газонасыщенности. [7]
Исследования поверхностных нефтей показали, что нефти терригенных отложений нижнего карбона тяжелые, вязкие.
По химическому составу нефти высокосернистые, высокосмолистые, парафинистые. Содержание серы 2 - 4 %, парафина 3 - 4.5 %, смол 14.2 - 20.0 %, асфальтенов 4.2 - 8.9 %.
Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппы. В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие первую соленость. Воды замкнутых участков как по пласту СII, так и по пласту СVI, а также связанные воды являются рассолами, из которых может образоваться твердый осадок. [6]
Законтурные воды на Арланской и Ново-Хазинской площадях отличаются лишь по средним значениям плотности и очень близки по своим основным гидрохимическим показателям.
Таблица 5.
Физические параметры пластовых нефтей
| Пласт | Плотность | Вязкость, мПа.с | Газосодержание, м3/т | Объемный коэффициент, доли ед. | ||
| При Рпл | При Рнас | При Рпл | При Рнас | |||
| К2в+н | 0, 861 | 0, 855 | 7, 04 | 5, 53 | 12, 9 | 1, 032 |
| К4 | 0, 861 | 0, 854 | 13, 95 | 11, 34 | 13, 5 | 1, 039 |
| В3 | 0, 869 | 0, 862 | 12, 1 | 9, 9 | 14, 5 | 1, 02 |
| СII | 0, 879 | 0, 870 | 22, 08 | 16, 22 | 16, 48 | 1, 038 |
| CIV | 0, 884 | 0, 878 | 32, 76 | 28, 45 | 16, 85 | 1, 035 |
| CVI | 0, 912 | - | 107, 2 | 76, 28 | 6, 2 | 1, 011 |
| ДIв | 0, 878 | 0, 864 | 22, 61 | 11, 93 | 7, 9 | 1, 036 |
Подошвенные воды имеют некоторое различие на отдельных площадях, но в общем близки между собой.
Резко отличаются по характеристике воды, отобранные в пределах замкнутых участков внутри залежи (застойные воды) СVI Ново-Хазинской площади. По сравнению с водами законтурными, подошвенными и даже водами замкнутых участков Арланской площади они характеризуются повышенными значениями плотности, минерализации, содержанием сульфат-ионов.
Попутные газы Арланского месторождения - жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции. [13]
В углеводородной части газа преобладающими являются этан и пропан для Вятской и Николо-Березовской площадей; метан и пропан для Арланской и Ново-Хазинской площадей. Характерным для Арланского месторождения является высокое содержание азота в попутном газе.
Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на содержание редких компонентов: гелия и аргона.
Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190 - 250 см3/л. В составе газов концентрация азота 84 - 90 %, метана 6 - 12 %, этана 2.4 - 2.5 %, тяжелых углеводородов 2.5 - 2.7 %, углекислого газа 0.3 - 1.5 %. [13]
|
|