Глубинные пробы нефти и моделирование свойств пластовой нефти.

На Юрхаровском месторождении отобраны две глубинные пробы нефти из скважины 102 (ип 2934-2941) пласт БУ₈². Давление насыщения в пробоотборниках составило 20.19 и 20.39 МПа, что на 9.68 и 9.48 МПа соответственно ниже пластового давления, которое равно 29.87 МПа. Плотность проб нефти в пластовых условиях 757 и 753 кг/м³.

Проведено стандартное разгазирование обеих проб. Для одной пробы проведено дифференциальное разгазирование. Газовый фактор стандартного разгазирования составил 106 и 108 м³/т при плотности сепарированной нефти 875 и 868 кг/м³. Усадка в среднем 20.74%. Результаты исследования глубинных проб представлены в таблице 2.19. Определены составы газов стандартной сепарации, таблица 2.20.

Скважина 102 вскрывает чисто нефтяную зону пласта БУ₈². Давление насыщения отобранных проб составляет 20.19 и 20.39 МПа, что ниже пластового.

Таблица 2.19 – Физико-химическая характеристика глубинных проб нефти Юрхаровского месторождения

Таблица 2.20 – Состав газа стандартной сепарации глубинных проб нефти Юрхаровского месторождения

Таблица 2.21 – Модельные свойства пластовой нефти БУ8 и результаты настройки уравнения состояния

Рисунок 2.20 – Свойства пластовой нефти Юрхаровского месторождения

По-видимому, свойства отобранных проб отражают свойства пластовых нефтей в данном районе. В пользу этого говорит близость термодинамических свойств проб обоих пробоотборников.

В то же время необходимо учитывать, что в условиях пласта в подгазовых зонах нефть находится в термодинамическом равновесии с пластовым газом, т.е. пластовая нефть при пластовой температуре имеет давление насыщения, равное давлению начала конденсации пластового газа и равное пластовому давлению. По этой причине термодинамические свойства нефти в подгазовых зонах с давлением насыщения, равным пластовому были смоделированы.

Экспериментальные свойства исследованных проб и сформированные модели приведены на рисунках 2.20 и в таблице 2.21.

Дата добавления: 2015-07-25