Пластовые нефти находятся в условиях высоких пластовых давлений (до 28 МПа) и температур (до 980С). Давление насыщения близко к пластовому и изменяется в диапазоне 16-18 Мпа, газосодержание высокое, нефть в пласте очень легкая (вязкость 0,4 - 0,6 мПа*с).
Рекомендуемые по пластам значения рабочего газового фактора , объемного коэффициента и плотности нефти получены расчетным путем на основании всего имеющегося экспериментального материала о составе и свойствах нефтей и газов. Расчет величин, характеризующих нефть и газ при дифференциальном разгазировании , выполнен в соответствии со стандартом СТО 51.00.021.84 «Расчет состава и свойств нефти , газа и воды нфтяных месторождений ГлавТюменнефтегаза».Условия ступенчатой сепарации приняты согласно существующей системе сбора нефти и газа на месторождении : первая ступень – давление 0,78 Мпа, температура 100С; вторая ступень – давление 0,49Мпа , температура 250С; третья ступень – давление 0,39Мпа, температура 250С ; четвертая ступень – давление 0,103 Мпа, температура 400С.
В качестве исходной информации при обосновании расчетных значений параметров нефти принят компонентный состав пластовых нефтей по залежам. Нефтяной газ стандартной сепарации тяжелый , жирный , наибольшим коэффициентом жирности характеризуется пласт БП10-11 . В разгазированных нефтях количество легких углеводородов изменяются от 9 до 11% . Пластовые нефти по компонентному составу очень легкие (молярная масса 80-92). Суммарное количество углеводородов состава С2Н6 -С5Н12 во всех нефтях изменяются от 25 до 30,5%. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.
Поверхностные нефти всех пластов малосернистые, с выходом фракций до 3500С не менее 45%, парафинистые, малосмолистые , маловязкие, легкие. Технологический шифр нефтей – 1Т1П2.
С целью уточнения фазового состояния пластовых флюидов на месторождении обобщены результаты исследования устьевых проб , выполненные в ЦЛ ГлавТюменьгеологии и СибНИИНП. Тип залежи, а также тип зоны залежи, вскрытой соответствующей скважиной, определялись в соответствии со СТП 0148463-005-87. По полученным предварительным результатам (скв. 65, 78, 1618, 1681, 1780) пласт БП8 следует отнести к нефтяному типу. Скважины 57, 64, 67, 78, 1359, 1393, 1458, 1459 вскрыли залежь БП9 в нефтяной зоне.
Залежь БП10-11 следует отнести к нефтегазоконденсатному типу (скв.65, 67) вскрыли залежьБП11 в нефтегазоконденсатной зоне, а скв.56, 59, 70, 62, 57, 66, 68, 69, 71, 74, 76, 78 пробурены в нефтяной зоне пласта.
По пласту БП14 исследовано 18 скв. Залежь следует отнести к нефтегазоконденсатному типу (скв. 270 пробурена в нефтегазоконденсатной зоне), а скв. 260 и 75 пробурены в нефтяной зоне вблизи ГНК, остальные скважины вскрыли нефтяную зону, эти данные требуют проверки.
1.4 Физико – гидродинамические характеристики
Изучение гидродинамических характеристик в полном объеме по месторождению не проводилось. В расчетах использованы результаты лабораторных исследований ГлавТюменьгеологии по определению коэффициента вытеснения. Опыты проведены в лаборатории физики пласта по методике СибНИИНП.
Исследовано 93 образца, с использованием нефтей и вод Тарасовского месторождения.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.