Характеристика Муравленковского месторождения. Состав и основные физико-химические свойства пластовых флюидов, страница 5

По данным ГИС были проанализированы средневзвешенные значения проницаемости по скважинам. Отмечено, что они имеют трехвершинный ха­рактер при распределении, который отражает зональность в распределении коллекторов по площади (рисунок 3). Первая зона – южная – средняя прони

 

Рисунок 3 – Кривая распределения проницаемости по пласту 1БС-10

цаемость – 4 мД, вторая зона – центральная – средняя проницаемость – 13 мД, третья зона – северная – средняя проницаемость – 70 мД. В среднем по пласту она состав­ляет 33,1 мД. 

1.3 Состав  и основные физико-химические свойства пластовых флюидов

На месторождении пластовые нефти отбирались глубинными пробоот­борниками ПД-3М и ВПП-300 из фонтанирующих скважин, при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии.

Методическое обеспечение работ проведено в соответствии с требова­ниями отраслевого стандарта ОСТ-39-112-80 “Нефть. Типовые исследования пластовой нефти”.

Поверхностные пробы отбирались с устья добывающих скважин. Исследование их проводилось в объеме необходимом для подсчета запасов нефти по действующим государственным стандартам и методикам согласно перечню физико-химических характеристик, определяемых для поверхностных нефтей.

Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и нефтяного газа определялся методами газо-жидкостной хромотографии на приборах типа ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, ВАРИАН-3700.

Компонентный состав газа  определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании пластовых нефтей.

Глубиные и поверхностные пробы нефтей на Муравленковском месторождении отобраны из пластов 1БС-10, 2БС-10, БС-11, из пласта БС-12 только поверхностные пробы.

Физические свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования. Средние значения свойств приведены в табли-  це 4. Результаты экспериментальных исследований позволяют достаточно полно определить основные характеристики пластового флюида.

Таблица 4 – Свойства пластовой нефти Муравленковского месторожде­ния

Параметры	Пласт
	1БС-10	2БС-10	БС-11
Пластовое давление, МПа	24,8	24,6	25,2
Пластовая температура, °С	81	82	84
Давление насыщения, МПа	11,2	9,2	10,6
Газосодержание, м3/т	69	58	70
Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т	58	50	56
Объемный коэффициент	1,179	1,152	1,185
Плотность нефти, кг/м3	779	790	780
Объемный коэффициент при условиях сепарации, м3/т	1,148	1,123	1,139
Вязкость нефти, мПа.с	1,30	1,38	1,20
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа.10-4	13,00	11,80	13,40
Плотность нефти при условиях сепарации, кг/м3	850	850	849

На основании выполненных исследований следует, что для нефтей Муравленковского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей не имеющих выхода на поверхность и окруженных законтурной водой. При погружении залежей пластовое давление и температура повышаются. Нефти всех пластов недосыщенны газом, давления насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 9-11 МПа. Всем залежам свойственна закономерность в изменени физических свойств пластовых нефтей. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам ВНК уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

Данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют, что неоднородность нефти в пределах залежи незначительная. Так газосодержание изменяется в пределах 58-70 м³/т, плотность пластовой нефти – 780-790 кг/м³, вязкость – 1,2-1,38 мПа^.с.