2.1 Географическое положение Тас-Юряхского нефтегазоносного месторождения

Нефти Тас-Юряхского месторождения по физико-техническим свойствам относятся  к довольно тяжелым, малосернистым. Выход парафина составляет 1,28 – 2,24%. Нефти смолистые с содержанием  асфальтеновот 0,65 до 4,45%. Выход бензиновых фракций – 14 – 31%. Облегченность нефти обусловлена примесью конденсата в них. В составе метаново-нафтеновых фракций как и во всех вендкембрийских нефтях Непско-Ботуобинской НГО, основная доля приходится на низкомолекулярные алканы с максимумом распределения углеродных атомов на н-С15и н-С17. Среди насыщенных УВ нефтей Тас-Юряхского месторождения, как и среднеботуобинских нефтях, отмечается наличие 12- и 13-метилалканов.

  Базисный  объект разведки – ботуобинский продуктивный горизонт сложен песчаниками с маломощными прослоями аргиллитов и алевролитов в нижней части. Коллекторы представлены песчаниками серыми, кварцевыми. Мелко-, среднезернистыми, хорошо отсортированными и рыхлыми. Открытая пористость коллекторов составляет 9,5 – 19%, нефтегазонасыщенность 77 – 95%, проницаемость 0,19 – 2,29 мкм2. Каких-либо закономерностей в изменении коллекторских свойств по площади не установлено. Общая толщина горизонта варьирует в широких пределах – от 3,2 м в северной части и до 39 м в южной. Полоса максимального развития коллекторов (до 29,6 м) прослеживается с запада на восток от скважины 28, 83 Среднеботуобинского месторождения к скважине 564, 14103, 14104 и др. Приток газа получены из четырнадцати скважин, притоки газа с нефтью – из шести. Основной продуктивный горизонт – ботуобинский. В юго-западной части месторождения в нем открыта нефтегазовая залежь клинообразной формы, экранированная с севера и востока нарушениями и имеющая ГНК и ВНК на юго-западном погружении структур. В скважинах 577, 561, 567 и 14101 открыта залежь в узком блоке, ограниченном со всех сторон  нарушениями в северо-западной части площади. С севера контуры этой залежи совпадают с условными ГНК и ВНК.

2.2 Нефть ботуобинского горизонтат Тас-юряхского месторождения

Нефть из ботуобинского горизонта Тас-Юряхского  месторождения (скважина 14107. инт. 1972 – 1978 м) сернистая (0,78%), высокосмолистая, парафиновая (1,8%), с низким потенциальным содержанием фракций до 350С (40,96%. В дистилляте количество меркаптановой серы в несколько раз превышает допустимые по ГОСТу пределы на топлива.

      В тас-юряхской нефти 12,75% бензиновых фракций (до 180С), имеющих низкие октановые числа вследствие преобладания в них парафиновых углеродов. Малое содержание нафтеновых углеродов  (намного менее 30%) характеризует бензиновые фракции как неблагоприятное сырье для каталитического риформинга.

Физика пласта

14.Основные показатели нефтегазового пласта.

Проницаемость: абсолютная, относительная, фазовая

Пористость, водонасыщенность, газоносность.

15.Абсолютная и открытая пористости горных пород. Формулы.

Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Различают полную и открытую пористость. Полная - определяется объемом всех пор в породе, открытая – сообщающихся между собой. В нефтепромысловой практике в основном используется открытая пористость, так как она способствует извлечению нефти из недр. Она определяется как отношение объема открытых (сообщающихся) пор к объему образца породы – коэффициент пористости (Кп). Он выражается в долях единицы или процентах. Коэффициент пористости характеризует емкостные свойства пород – коллекторов. Расчет его производится по следующей формуле:

Кп = Vпор/ Vобр ( 1 )

Кп = Vпор/ Vобр 100% ( 2 )

где Кп – коэффициент пористости;

Vпор – объем сообщающихся полостей;

Vобр – объем образца породы, см3

Значение коэффициента пористости зависит от размера и формы зерен, степени их отсортированности и уплотнения, а также от минерального состава цемента и типа цементации. Наибольшей пористостью среди терригенных пород в естественных условиях обладают несцементированные или слабосцементированные разности. По величине поровых каналов выделяются следующие группы: сверхкапиллярные, с диаметром пор – 0,508-2 мм; капиллярные - 0,0002 - 0,508 мм; субкапиллярные – менее 0,0002 мм. Движение нефти и газа в сверхкапиллярных порах происходит свободно, капиллярных – при значительном участии капиллярных сил, субкапиллярных – движение жидкости практически невозможно. Породы с субкапиллярными порами относятся к непроницаемым, плотным: глины, глинистые сланцы, известняки. В зависимости от характера полостей выделяют три типа коллектора: поровый, каверновый, трещинный. Поровые коллекторы образованы межзерновой пористостью в терригенных и карбонатных породах. Каверновые характерны для карбонатных пород. Трещинные коллекторы встречаются преимущественно в карбонатных породах и терригенных с карбонатным цементом. Они в чистом виде встречается редко и отмечены на больших глубинах в плотных карбонатных породах, песчаниках, хрупких сланцах, метаморфизованных и изверженных породах. Чаще можно видеть карбонатные коллекторы смешанного типа – порово-каверново-трещинные. В их формировании принимали участие различные процессы: выщелачивание, доломитизация - увеличивающие емкость; перекристаллизация, окремнение, уплотнение – снижающие емкостные свойства коллекторов. В зависимости от преобладания тех или иных полостей и типа коллектора пористость карбонатных пород колеблется от 0,1 до 30%. Для коллекторов с межзерновыми порами она составляет 16 – 20%. В каверновых коллекторах достигает 30% и выше. Емкость трещинных коллекторов чрезвычайно мала и составляет всего 0,1 – 3%.

Виды пористости

Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых. Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор. На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах. Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) в процентах зависит от объема всех пор:

(1)

Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:

(2)

Коэффициент эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация.

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

mп > mo > mэф (4)

Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы: субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) – практически непроницаемые:

1) глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);

2) капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм);

3) сверхкапиллярные > 0,5 мм.