Физические свойства нефти и газа
Объёмный коэффициент пластовой нефти-это отношение удельного объёма нефти в пластовых условиях к объёму этой же, но дегазированной на поверхность нефти в нормальных условиях. Значение объемного К в зависимости от газового фактора изменяется от 1.05 до 1.3. При гидродинамических исследованиях и других расчетах объём и дебит нефти пересчитывают на пластовые условия с помощью объемного коэффициента… Читать ещё >
Физические свойства нефти и газа (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется в пределах 0.73−1.03г/см3(при t=200с). Вязкость нефтей (свойство их подвижности), измеряемая в паскалях на секунду (1Па*с=10П), изменяется в широком диапозоне 0.001−0.15Па*с и с повышением температуры снижается. Для характеристики пластовой нефти определяют газовый фактор (м3/т)-количество растворенного в пластовой нефти газа, выделяемого при t0=150с, давлении ~100 кПа из 1 т нефти. Газовый фактор колеблется в широких пределах (от едениц до сотен куб. метров на 1 т.) Давление, при котором начинается выделение из пласта растворённого газа, называют давлением насыщения. Как правило, они ниже пластового.
Объёмный коэффициент пластовой нефти-это отношение удельного объёма нефти в пластовых условиях к объёму этой же, но дегазированной на поверхность нефти в нормальных условиях. Значение объемного К в зависимости от газового фактора изменяется от 1.05 до 1.3. При гидродинамических исследованиях и других расчетах объём и дебит нефти пересчитывают на пластовые условия с помощью объемного коэффициента.
Природный газ.
Относительная плотность газа по воздуху 0.56−0.66. Газ нефтенасыщенного пласта содержит до 45% метана, а первых четырех гомологов (метан, этан, пропан, бутан) — в сумме до 99%. При поисково-разведочных работах сравнительно низкое содержание метана в пробах флюида, отобранного из пласта, рассматривается как признак нефтяной залежи.
В процессе геологоразведочных работ сталкиваются с явлением, когда пустоты пород в при скважинной зоне продуктивного пласта содержат многокомпонентный флюид (газ, нефть, воду) в различных сочетаниях и соотношениях, что осложняет однозначное решение поставленных задач.
Характеристика пластов приведена в таблице 4.1.
Таблица 4.1. Характеристика коллекторов пластов Федоровского месторождения.
Показатели. | Пласты. | |||||||
АС4. | АС5−6. | АС7−8. | АС9. | БС1. | БС2. | БС101. | БС10. | |
Год открытия. | ||||||||
Тип залежи. | Пластовые. | сводные. | ||||||
Тип коллектора. | Терригенные. | |||||||
Возраст отложений. | Мел.(вартовская свита). | Мел.(мегионская свита). | ||||||
Глубина залегания, м средняя абсолютная отметка кровли пласта. | 1825−1837. | 1842−1853. | 1950;1975. | 1955;1975. | 2160−2170. | |||
Площадь нефтеносности, км 2. | 300,3. | 875,7. | 49,2. | 38,0. | 202,6. | 36,1. | 164,3. | 850,7. |
Нефтенасыщенная толщина пласта, м. | 4,3. | 5,6. | 6,3. | 4,8. | 3,7. | 4,9. | 3,1. | 10,2. |
Нефтегазонасыщенная толщина пласта, м. | 12,0. | 20−22. | 18−20. | 16,0. | 6,0. | 16,0. | 12,0. | 40,0. |
Пористость. | 25,6. | 26,0. | 24,0. | 26,0. | 26,0. | 27,0. | 24,0. | 24,0. |
Проницаемость, мкм2. | 0,507. | 0,532. | 0,162. | 0,309. | 0,248. | 0,363. | 0,219. | 0,265. |
Коэффициент нефтенасыщенности. | 0,290. | 0,630. | 0,540. | 0,670. | 0,640. | 0,660. | 0,670. | 0,680. |
Коэффициент песчанистости. | 0,295−0,507. | 0,524−0,655. | 0,535−0,567. | 0,466−0,488. | 0,454- 0,600. | 0,545−0,653. | 0,336−0,608. | 0,403−0,563. |
Коэффициент расчлененности. | 1,6−2,14. | 5,7−9,5. | 5,6. | 4,1−4,6. | 1,6−2,7. | 3,98−4,3. | 2,0−2,4. | 5,0−9,7. |
Удельная продуктивность, 10 м³ / м сут Мпа. | 0,320. | 0,380. | 0,200. | 0,490. | 0,280. | 0,280. | 0,320. | 0,850. |
Пластовое давление, Мпа. | 18,800. | 18,800. | 18,800. | 19,000. | 20,500. | 20,500. | 22,900. | 23,100. |
Пластовая температура, oC. |