Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода — страница 9

  • Просмотров 12127
  • Скачиваний 46
  • Размер файла 219
    Кб

месторождения отмечается тенденция к увеличению ее значений с северо-запада на юго-восток. Породы пласта представлены, в основном, песчаниками мелкозернистыми, иногда с примесью зерен среднезернистой фракции. Песчаники местами алевритистые, глинистые. Ввиду неоднородности литологического состава коллекторские свойства пласта очень непостоянные: пористость изменяется от 8 до 28 %, проницаемость от 0.010 до 6.300 мкм2. Таким

образом, разрез ТТНК характеризуется следующими осо­бенностями строения: 1. Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза). 2. Расчлененность разреза (до 9 песчаных пластов). 3. Широкое развитие глинистых и углистых пород. 4. Наличие глубоких размывов турнейских известняков. 5. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по пло­щади, особенно пластов т. н. промежуточной пачки (1Уо, IV, V, У1о). 6. Резкие

изменения толщины основных песчаных пластов (II, III) 1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды 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. 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. Законтурные воды на Арланской и Ново-Хазинской площадях отличаются лишь по средним значениям плотности и очень близки по своим основным гидрохимическим показателям. Таблица 1.1 Физические параметры пластовых нефтей Пласт Плотность Вязкость, мПа.с

Газосодер-жание, 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 32.765 28.45 16.85 1.035 CVI 0.912 - 107.28 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