- •Нгду «Альметьевнефть»
- •Альметьевск 2011 г Содержание проекта
- •Введение
- •1. Общие сведения о месторождении
- •2. Геолого-физическая характеристика месторождения
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •Исходные геолого-физические характеристики горизонтов д1 и д0
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность
- •Характеристика параметров пластов объекта разработки Миннибаевской площади.
- •Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов До и д1.
- •2.2.2. Толщина пластов
- •Характеристика толщин пластов горизонта д
- •2.2.3. Показатели неоднородности
- •Статистические показатели характеристик неоднородности пластов.
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Свойства пластовой нефти и газа.
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание %)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти.
- •Материальный баланс распределения углеводородов по Миннибаевской площади.
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •Свойства и ионный состав пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторожднии
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Ввод недренируемых запасов
- •3.2.2. Оптимизация плотности сетки скважин
- •3.2.3. Сведения о периоде максимального темпа отбора нефти
- •3.3. Характеристика показателей разработки
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •Добывающий фонд скважин
- •Нагнетательный фонд скважин
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •4. Расчет технологических показателей разработки
- •4.1. Методика расчета Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •2. Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:
- •4.2. Исходные данные расчета
- •4.3. Результаты расчетов и их анализ Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •5. Выводы рекомендации по совершенствованию разработки площади
- •Список использованной литературы
2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
Физико-химические свойства нефтей и газов исследовались в лаборатории пластовых нефтей и газов "ТатНИПИнефть" и ЦНИЛе объединения "Татнефть". Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами.
Результаты исследований нефти и газа приведены в таблицах 6,7.
Параметры пластовых и поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 2,20 МПа до 9,70 МПа, среднее значение 8,38 МПа; пластовый газовый фактор от 30,29 м3/т до 95,29 м3/т, среднее значение 62,30 м3/т; плотность пластовой нефти от 765,0 кг/м3 до 856,9 кг/м3, среднее значение 802,3 кг/м3; объемный коэффициент от 1,0829 до 1,2729, среднее значение 1,1554; вязкость пластовой нефти от 2,20 мПа*с до 4,84 мПа*с, среднее значение 3,55 мПа*с.
Параметры поверхностной нефти (плотность сепарированной нефти 860,6 кг/м3) по плотности нефти относятся к типу средних нефтей. Содержание серы в нефти колеблется от 1,2% до 2,4%, среднее 1,6%; содержание парафинов от 2,6% до 8,5%, среднее 4,5%.
Следовательно, нефти девонского горизонта Миннибаевской площади относятся к классу сернистых и парафинистых нефтей. Среднее значение выхода светлых фракций составляет при t=100°C - 9,3%, при 200°С - 24,7%, при 300°С-46,8%.
Среднее значение состава газа, разгазированной и пластовой нефти приведены в таблице 8.
Таблица 6
Свойства пластовой нефти и газа.
Наименование |
Пласт |
|
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|
Давление насыщения газом Рн, МПа |
2,20 - 9,70 |
8,38 |
Газосодержание, м3/т |
30,29-95,29 |
62,30 |
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1=0,5МПа, Т1=9°С Р2=0,1МПа, Т2=9°С |
16,00-66,00 5,00-14,00 |
43,1 6,9 |
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. |
1,0829-1,2726 |
1,1587 |
Плотность, кг/м3 |
765,0-856,9 |
802,3 |
Вязкость, мПа*с |
2,20-4,84 |
3,55 |
Таблица 7
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание %)
Наименование |
Газ, выделившийся из нефти |
Нефть разгазированная |
Пластовая нефть |
1 |
2 |
3 |
4 |
Сероводород |
0,03 |
- |
0,00 |
Углекислый газ |
0,37 |
- |
0,37 |
Азот+редкие |
- |
- |
- |
В т.ч. гелий |
8,32 |
- |
2,40 |
Метан |
37,58 |
3,45 |
12,34 |
Этан |
24,31 |
1,84 |
7,63 |
Пропан |
17,57 |
1,25 |
7,94 |
Изобутан |
2,09 |
0,95 |
1,29 |
Продолжение табл.7
1 |
2 |
3 |
4 |
Н-бутан |
5,77 |
0,95 |
4,22 |
Изопентан |
1,59 |
0,77 |
1,97 |
Н-пентан |
1,45 |
0,77 |
1,99 |
Гектаны |
0,92 |
90,02 |
59,85 |
Остаток (С6+высшие) |
- |
- |
- |
Молекулярная масса, м |
31,10 |
211,18 |
143,20 |
Плотность в стандартных условиях нефти, кг/м3 |
1,2930 |
860,6 |
802,3 |
Таблица 8