Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости известняков турнейского яруса Туймазинского месторождения приведена на рис.2.4 [3]. На рис.2.5. приведена зависимость относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды от водонасыщенности для карбонатов турнейского яруса, полученная В.Г. Пантелеевым [4].
Продуктивные отложения фаменского яруса нефтяных месторождений Башкортостана слабо изучены с точки зрения физико-гидродинамической характеристики. Известны только два лабораторных исследования, проведенные: В.М. Березиным, К.Я. Коробовым [5] для условий Ново-Узыбашевского месторождения и Г.И.Пияковым [6] для условий Балкановского месторождения.
На рис.2.6 приведена зависимость коэффициента вытеснения от пористости для известняков фаменского яруса Ново-Узыбашевского месторождения, а на рис.2.7 – зависимость относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды от водонасыщенности, полученные для фаменского яруса Балкановского месторождения.
Приведенные зависимости были использованы при обосновании коэффициентов извлечения нефти из продуктивных отложений Ардатовского месторождения.
Коэффициенты вытеснения нефти водой по объектам приводятся в таблице 2.6.
Ввиду отсутствия исследований керна по тульскому горизонту коэффициент вытеснения для этого объекта принят одинаковым с бобриковским горизонтом – 0,648. По упинско-малевскому горизонту керн был отобран в скв 457, проницаемость не определялась поэтому коэффициент вытеснения взят по аналогии с кизеловским горизоном и равен 0,46.
2.3. Свойства и состав нефти, газа и воды
На Ардатовском месторождении изучение свойств пластовых нефтей проводилось в лаборатории Башнипинефть. Свойства пластовой нефти, средние значения и интервалы изменений основных параметров пластовых нефтей по продуктивным пластам приведены в таблице 2.7.
Физико-химические свойства по пласту СVI изучались по 15 пробам нефти из 15 скважин. Нефть тяжелая с повышенной вязкостью. Плотность нефти в пластовых условиях изменяется от 0,860 до 0,897г/см3 и в среднем составляет 0,878 г/см3 Вязкость нефти при пластовом давлении равна 18,24 мПа.с ( 9,81 - 32,6 мПа.с ). Объемный коэффициент в среднем равен 1,035 (1,021-1,057). Газосодержание - 15,6м3/т.
Нефть пачки Дзв1 заволжского надгоризонта тяжелая с повышенной вязкостью. Нефть изучена по 2 пробам из 2 скважин. Плотность нефти по пласту в среднем 0,860 (0,859-0,860) г/см3, вязкость – 6,46 (4,54-7,64) мПа.с. Объемный коэффициент равен 1,031 (1,008-1,054) д.ед, газосодержание - 20,9 м3/т.
В среднем фамене было отобрано 11 проб из 11 скважин. Плотность нефти изменяется от 0,859 до 0,911 г/см3, в среднем составляя 0,897 г/см3, вязкость по 10 пробам равна в среднем 36,4 мПа.с. Нефть тяжелая с повышенной вязкостью.
Состав попутных нефтяных газов изучался в Башнипинефти по всем пробам пластовой нефти, из которых выделен попутный газ.
Результаты исследований при однократном разгазировании по пластам приведены в таблице 2.8. Компонентный состав газа растворенного в нефти пласта СVI изучен по 15 пробам, заволжского надгоризонта по 4, пачки Дфмс по 11 пробам.
Относительная плотность газа по воздуху в среднем по пластам изменяется от 1,066 до 1,172; содержание метана 21,18 - 27,69 моль.%; этана 9,94 - 12,24 моль.%, пропана 11,97 - 20,29 моль.%, бутанов 8,67 - 10,79 моль.%. В 23 пробах обнаружен сероводород, его содержание колеблется от 1,82 до 3,9 моль.%. Содержание углекислоты изменяется от 1,83 до 3,51, азота – 25,18 – 30,97 %. В 15 пробах присутствует гелий. По составу углеводородных газов, растворенный в нефти газ относится к сухим.
Поверхносные пробы нефти отобраны по всем продуктивным пластам Ардатовского месторождения. Пробы отбирались на устьях скважин, а исследования проводились в лабороториях ЦНИПРа НГДУ “Туймазанефть” и Туймазинской ГПК.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.