Причины и динамика ремонтов скважин

Каверно-поровый тип (залежи 302–303)  К_выт = 1−0,807∙К_пр^−0,173  (1.5)

Средние значения неснижаемой остаточной нефтенасыщенности увеличиваются  в ряду: гидрофильный коллектор (0,206) ® для каверно-порового типа коллектора коэффициент остаточной нефтенасыщенности равен 0,314, залежь 302 (0,411) ® залежь 303 (0,564). Естественно, что в этом ряду средний коэффициент вытеснения уменьшается от 0,588 до 0,337. В результате вышеизложенного для залежи 303 с наилучшими ФЕС имеем самый низкий коэффициент вытеснения [5].

 

1.3. Состав и физико-химические  свойства пластовых флюидов

Исследование физико-химических свойств  нефтей в пластовых и поверхностных  условиях проводилось по пластовым  пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической  лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».

Данные исследования 27 пластовых и 18 поверхностных проб нефти турнейского яруса показывают, что параметры нефти по залежам имеют следующие значения (табл. 2.1).

Таблица 1.2

Физико-химические свойства нефти  и пластовых вод турнейского яруса и бобриковского горизонта

Параметры	Залежи
	201	1
Начальная температура  пласта, °С	25	24,5
Пластовое давление, МПа		9,85
Начальное пластовое давление, МПа	11,5	11,3
Вязкость нефти в пл. услов.,мПа∙с	32,47	35,7
Кинематическая при 20 / 50град	-	69,7/25,6
Плотность нефти в пл.услов.,т/м3	0,8594	0,881
Плотность нефти в поверх. услов.,т/м3	0,8874	0,905
Обьемный коэф.нефти,доли ед.	1,0374	1,0547
Содержание серы в нефти, %	2,9	2,8
Содержание парафина в нефти, %	4,8	3,0
Давление насыщ. нефти газом,МПа	1,9	3,8
Газовый фактор, м3/т	14,67	12,4
Содержание сероводорода %	0,48	0,054
Вязкость воды в пл. услов.,мПа∙с	1,7	1,63
Плотность воды в пл.услов.,т/м3	1,168	1,16
Плотность газа кг/м3	1,3203	1,19

Давление насыщения изменяется по всему горизонту от 0,3 до 5,75 МПа, среднее значение равно 1,91 МПа, газовый фактор – от 6,2 до 22,8 м³/т, средневзвешенное значение которого равно 14,67 м³/т, вязкость пластовая изменяется от 11,8 до 100,49 мПа∙с, среднее значение равно 32,47 мПа∙с.

Нефть турнейского яруса относится  к группе тяжелых, высокосернистых  и парафинистых. Содержание серы в  нефти изменяется от 1,2 до 4,8 %, в среднем  равно 2,9 %, асфальтенов – от 2,1 до 10,4 %, в среднем 3,4 %, парафинов – от 2,3 до 14,0 %, среднее значение равно 4,8 %.

При разгонке нефти получены следующие  фракции: до 100 ⁰С – 4,1 %, до 200 ⁰С – 12,9 % и до 300 ⁰С – 29,0 %.

Водоносность турнейских отложений  связана с пористыми, трещиновато-пористыми известняками и доломитами. Дебиты скважин не превышают 20 м³/сут при понижении уровня от 500 м до 900 м от устья скважин. Статистические уровни устанавливаются на абсолютных отметках от плюс 12 м до плюс 22 м.

Начальное пластовое давление составляет в среднем 11,5 МПа. Воды в турнейских отложениях напорные. Режимы залежей, приуроченные к этим отложениям, упруго-водонапорные. По химическому составу пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Общая минерализация колеблется в пределах от 201 г/дм³ до 264 г/дм³, плотность – от 1140 кг/м³ до 1170 кг/м³, вязкость – от 1,57∙10^-3 Па∙с до 1,8∙10^-3 Па∙с. По преобладающим компонентам пластовые воды являются хлоридно-натривыми высокоминерализованными рассолами с содержанием ионов хлора от 126 г/дм³ до 161 г/дм³, натрия – от 51 г/дм³ до 81 г/дм³, кальция – от 8 г/дм³ до 19 г/дм³, сульфатов – от 0,4 г/дм³ до 1,3 г/дм³, гидрокарбонатов – от 0,02 г/дм³ до 0,7 г/дм³. Из микрокомпонентов в водах обнаружены йод, бром, бор.

Пластовые воды турнейского яруса отличаются значительным содержанием растворенного газа, преимущественно метаново-азотного состава. Газонасыщенность вод изменяется от 0,05 м³/м³ до 1,5 м³/м³, а суммарное содержание углеводородов от 0,01 м³/м³ до 0,7 м³/м³. Отношение суммарного содержания углеводородов к азоту колеблется от 0,2 доли ед. до 2,6 доли ед.

Температура пластовых вод колеблется в пределах от 21 до 24 ⁰С [2].

Всего по 1 залежи Ромашкинского месторождения  проанализировано: пластовых - 228 проб, поверхностных - 228 проб. Исследование свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 76 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 228 проб, следующие (см. табл. 1.2): давление насыщения – 3,8 МПа, газосодержание - 19,7 м³/т, объемный коэффициент - 1,0547, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 35,7 мПа^.с. Плотность пластовой нефти – 881,2 кг/м³, сепарированной – 905,0 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть бобриковского горизонта относится к группе средних нефтей. Массовая доля серы – 2,8 %. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20^оС составляет 69,7^.10⁻⁶ м²/с.

По химическому составу пластовые  воды относятся к хлоридно-натриевому типу. Общая минерализация их колеблется в пределах 211 – 245 мг/дм³. Растворенный в пластовых водах газ имеет преимущественно азотный состав [3].

Нефть башкирского яруса (залежь 302).

Исследование свойств нефти  башкирского яруса в пластовых  условиях проводилось по пробам, отобранным из 21 скважины. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 40 проб, следующие: давление насыщения – 1,2 МПа, газосодержание - 6,66 м³/т, объемный коэффициент - 1,0332, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 36,62 мПа∙с. Плотность пластовой нефти – 883,0 кг/м³, сепарированной – 906,8 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть башкирского яруса относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 3,38 % масс нефть сернистая. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 103,2 мм²/с. Результаты исследований свойств нефтей и нефтяного газа приведены в таблицах 1.3 – 1.4.

Таблица 1.3

Физико-химические свойства и фракционный  состав разгазированной нефти башкирского  яруса и серпуховского горизонта

Параметры		З а л е ж и
		302	303
Дин. вязкость нефти в пл. услов.,мПа∙с		36,62	43,65
Вязкость кинематическая∙10-6м2/с при 20 оС		103,2	117,8
50 оС		20,72	25,6
Плотность нефти в пл.услов.,кг/м3		883	879
Плотность нефти в поверх. услов., кг/м3(сепар)		906,8	916,3
Обьемный коэф.нефти,доли ед. при однократном разгазировании		1,0332	1,0316
Давление насыщ. нефти газом, МПа		1,2	1,12
Газосодержание нефти, м3\т при однократном разгазировании		6,66	5,73
Температура застывания, оС		−18	−18
Массовое содержание, %	Серы	3,38	2,96
	Смол силикагелевых	22,9	23,3
	Асфальтенов	5,10	4,90
	Парафинов	2,93	3,59
Объёмный выход фракций, %	Н.к.100 оС	не опр	3,2
	до 150 оС	3,9	не опр
	до 200 оС	не опр	10,43
	до 300 оС	10,4	20,14
	до 350 оС	27,8	не опр

Нефть серпуховского горизонта (залежь 303).

Исследование свойств нефти  серпуховского горизонта в пластовых  условиях проводилось по пробам, отобранным из 13 скважины. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам  анализов 27 проб, следующие: давление насыщения - 1,12 МПа, газосодержание - 5,73 м³/т, объемный коэффициент - 1,0316, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 43,65 мПа∙с. Плотность пластовой нефти - 879,0 кг/м³, сепарированной - 916,3 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть серпуховского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 2,96 % масс нефть сернистая. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20^оС составляет 117,8 мм²/с (см. табл. 1.3 – 1.4).

 

 

Таблица 1.4

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти башкирского яруса и серпуховского горизонта

Наименование	При однократном разгазировании				Пластовая нефть
	пластовой нефти в  стандартных условиях
	Выделившийся газ		нефть		Однократное разгазирование
	%% масс	%% моль	%% масс	%% моль	%% масс	%% моль
1	2	3	4	5	6	7
Залежь 302
Сероводород	0,15	0,15	0,00	0,00	0,004	0,025
Углекислый газ	3,04	2,35	0,00	0,00	0,010	0,052
Азот+редкие	26,25	31,87	0,00	0,00	0,059	0,507
в том числе: Гелий	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.
Метан	5,02	10,64	0,01	0,187	0,020	0,299
Этан	26,41	29,89	0,06	0,543	0,239	1,910
Пропан	19,10	14,74	0,27	1,602	0,395	2,149
i-Бутан	4,93	2,89	0,19	0,848	0,173	0,715
n-Бутан	7,03	4,12	0,40	1,844	0,353	1,458
i-Пентан	4,29	2,02	0,61	2,249	0,462	1,535
n-Пентан	1,22	0,58	0,28	1,036	0,215	0,714
Гексан+высшие	2,57	0,76	98,19	91,691	98,072	90,637
Гептан	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.
Остаток(С8+высшие)	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.
Молекулярная масса	31,51	31,51	266,5	266,5	240,0	240,0
Плотность: газа, кг/м3	11,317,01E 1,311,	2,04E-1,31	6,01E-	3,2E-	0,
газа относительная (по воздуху), доли ед.	1,086	1,086			2
нефти, кг/м3			906,8	906,8	883,0	883,0
Залежь 303
Сероводород	0,22	0,22	0,00	0,00	0,001	0,007
Углекислый газ	2,50	1,95	0,00	0,00	0,018	0,103
Азот+редкие	26,98	32,94	0,00	0,00	0,169	1,515
в том числе: Гелий	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.
Метан	4,46	9,51	0,01	0,160	0,033	0,517
Этан	28,27	32,17	0,01	0,085	0,138	1,153
Пропан	15,29	11,87	0,08	0,464	0,066	0,376
i-Бутан	5,63	3,31	0,11	0,467	0,038	0,164
n-Бутан	6,29	3,70	0,18	0,784	0,052	0,225
i-Пентан	6,19	2,93	0,42	1,483	0,121	0,421

Продолжение таблицы 1.4

1	2	3	4	5	6	7
n-Пентан	0,91	0,43	0,12	0,433	0,044	0,153
Гексан+высшие	3,26	0,98	99,08	96,125	99,320	95,365
Гептан	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.
Остаток(С8+высшие)	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.
Молекулярная масса	30,78	30,78	255,9	255,9	251,21	251,2
Плотность: газа, кг/м3	6,23E-06 1,28	3,33E-06 1,28	1,81E-05	1,8E-05	0,003908
газа относительная  (по воздуху), доли ед.	1,062	1,062
нефти, кг/м3			916,3	916,3	879,0	879,0

В башкирских отложениях водонасыщенными  являются карбонатные коллекторы. Дебит скважин при разных динамических уровнях изменяется в пределах 1 – 3 м³/сут. По химическому составу воды относятся к типу хлор-кальциевых (по Сулину В.А ). Общая минерализация колеблется от 7,5 до 258,6 г/л, плотность от 1005,0 до 1180,0 кг/м³, вязкость лежит в пределах 1,03 – 1,84 мПа∙с (табл. 1.5).

Таблица 1.5

Физические свойства пластовых  вод залежей 302-303

Наименование	Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
	скв.	проб
Залежь 302
Газосодержание, мз/т	1	1	0,13	0,13
в т.ч.сероводорода	1	1	0,006 -	0,006
Объемный к-т, доли ед.	1	1		1,001
Вязкость, мПа*с	14	14	1,03 - 1.80	1,100
Общая минера-ция, г/л	49	56	7,5587 - 258,6050	56,689
Плотность,кг/м3	49	56	1005,0 - 1180,0	1040
Залежь 303
Газосодержание,мз/т	1	2	0,14	0,14
в т.ч.сероводорода	1	1	0,008	0,008
Объемный к-т, доли ед.		1		1,003
Вязкость, мПа*с	14	14	1,03 - 1,80	1,1
Общая минера-ция, г/л	33	39	17,775 - 229,0226	47,105
Плотность, кг/м3	33	39	1009,0 - 1175,0	1036