Дипломная работа: Диагностическое обследование и ремонт нефтепровода
Четвертичные отложения представлены в основном аллювиальными отложениями Камы и Белой.
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек
В связи с плохой сортировкой обломочного материала и своеобразными текстурно-структурными особенностями пород коллекторские свойства невысокие. Пористость обычно не превышает 13 - 16 %, лишь изредка отмечаются цифры 20 - 24 %, проницаемость колеблется от 0.005 до 0.600 мкм2, редко 0.830 - 4.260 мкм2.
Пласт СII относится к числу наиболее развитых пластов. Он довольно неоднороден, песчаники часто замещаются алевролито-глинистыми разностями пород. В разрезе отдельных скважин пласт СII глинистыми породами расслаивается на 2 прослоя, с толщиной каждого из них до 1.5, реже 2 м.
В распределении толщин пласта СII в северо-западной части месторождения отмечается тенденция к увеличению ее значений с северо-запада на юго-восток.
Породы пласта представлены, в основном, песчаниками мелкозернистыми, иногда с примесью зерен среднезернистой фракции. Песчаники местами алевритистые, глинистые.
Ввиду неоднородности литологического состава коллекторские свойства пласта очень непостоянные: пористость изменяется от 8 до 28 %, проницаемость от 0.010 до 6.300 мкм2.
Таким образом, разрез ТТНК характеризуется следующими особенностями строения:
1. Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза).
2. Расчлененность разреза (до 9 песчаных пластов).
3. Широкое развитие глинистых и углистых пород.
4. Наличие глубоких размывов турнейских известняков.
5. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по площади, особенно пластов т. н. промежуточной пачки (1Уо, IV, V, У1о).
6. Резкие изменения толщины основных песчаных пластов (II, III)
1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
Характерным для нефтей терригенных отложений нижнего карбона Арланского месторождения является низкий газовый фактор 13 - 18 м3/т, некоторые пробы нефти имеют газовый фактор от 12,0 до 20,3 м3/т и высокое содержание азота, которое объясняет высокое значение давления насыщения при общей низкой газонасыщенности.
Исследования поверхностных нефтей показали, что нефти терригенных отложений нижнего карбона тяжелые, вязкие.
По химическому составу нефти высокосернистые, высокосмолистые, парафинистые. Содержание серы 2 - 4 %, парафина 3 - 4.5 %, смол 14.2 - 20.0 %, асфальтенов 4.2 - 8.9 %.
Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппы. В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие первую соленость. Воды замкнутых участков как по пласту СII, так и по пласту СVI, а также связанные воды являются рассолами, из которых может образоваться твердый осадок.
Законтурные воды на Арланской и Ново-Хазинской площадях отличаются лишь по средним значениям плотности и очень близки по своим основным гидрохимическим показателям.
Таблица 1.1
Физические параметры пластовых нефтей
| Пласт | Плотность | Вязкость, мПа.с | Газосодер-жание, м3/т | Объемный коэффициент, доли ед. | ||
| При Рпл | При Рнас | При Рпл | При Рнас | |||
| К2в+н | 0.861 | 0.855 | 7.04 | 5.53 | 12.9 | 1.032 |
| К4 | 0.861 | 0.854 | 13.95 | 11.34 | 13.5 | 1.039 |
| В3 | 0.869 | 0.862 | 12.1 | 9.9 | 14.5 | 1.02 |
| СII | 0.879 | 0.870 | 22.08 | 16.22 | 16.48 | 1.038 |
| CIV | 0.884 | 0.878 | 32.765 | 28.45 | 16.85 | 1.035 |
| CVI | 0.912 | - | 107.28 | 76.28 | 6.2 | 1.011 |
| ДIв | 0.878 | 0.864 | 22.61 | 11.93 | 7.9 | 1.036 |
Подошвенные воды имеют некоторое различие на отдельных площадях, но в общем близки между собой.
Резко отличаются по характеристике воды, отобранные в пределах замкнутых участков внутри залежи (застойные воды) СVI Ново-Хазинской площади. По сравнению с водами законтурными, подошвенными и даже водами замкнутых участков Арланской площади они характеризуются повышенными значениями плотности, минерализации, содержанием сульфат-ионов.
Попутные газы Арланского месторождения - жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции.
В углеводородной части газа преобладающими являются этан и пропан для Вятской и Николо-Березовской площадей; метан и пропан для Арланской и Ново-Хазинской площадей. Характерным для Арланского месторождения является высокое содержание азота в попутном газе.
Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на содержание редких компонентов: гелия и аргона.
Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190 - 250 см3/л. В составе газов концентрация азота 84 - 90 %, метана 6 - 12 %, этана 2.4 - 2.5 %, тяжелых углеводородов 2.5 - 2.7 %, углекислого газа 0.3 - 1.5 %.
1.5 Запасы нефти, газа и конденсата
На Арланском месторождении продуктивными являются 4 толщи — известняки турнейского яруса, пласты песчаников ТТНК (включая алексинский горизонт), карбонатные коллекторы московского яруса (каширский и подольский горизонты) и пласт известняка верейского горизонта.
Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Различна и их изученность. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты — в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью.
На стадии поисково-разведочных работ производили оперативную оценку запасов в пределах разведанной площади. Как правило, при этих оценках использовали суммарную толщину всех пластов, а подсчетные параметры определялись как средние, без деления по пластам. Такой прием в те годы был обычным и больших сомнений не вызывал.