1.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Крайнего месторождения изучались по данным анализов поверхностных и глубинных проб нефти, отобранных из разведочных и эксплуатационных скважин. Экспериментальные исследования выполнены организациями ГПТУ «Главтюменьгеология», институтами СибНИИН, УкрГипроНИИнефть, БелНИПИнефть и ООО «Геоэкология».

Отбор глубинных проб нефти был осуществлён пробоотборниками типа ВПП-300. Исследования PVT- свойств глубинных проб проводились однократным (стандартным) и ступенчатым способами сепарации. Методическое обеспечение работ по исследованию пластовых нефтей соответствовало требованиям отраслевого национального стандарта ОСТ 153-39.2-048-2003 "Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей". Дополнительно к анализам, проведенным методом ступенчатого разгазирования, проводились расчеты на ЭВМ. Расчет параметров, определяющих физико-химические свойства нефтей и растворенного газа, выполнен с учетом условий существующей технологии сбора, подготовки и транспортировки нефти на месторождении. При этом были приняты следующие условия сепарации: первой ступени - давление 0,785 МПа, температура 10ºС; второй - давление 0,491 МПа, температура 25ºС; третьей - давление 0,343 МПа, температура 25ºС; четвертой – давление 0,103 МПа, температура 40ºС.

Поверхностные пробы нефти и растворенного газа отбирались из сепараторов при исследовании скважин на устье, с уровня в скважинах желонкой и из бурильных труб при работе ИПТ. Исследование их проводилось по действующим стандартам и методикам.

Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и нефтяных газов определялся методом газожидкостной хроматографии на приборах ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, и ВАРИАН-3700.

На 01.01.2009 г. на месторождении отобрано 62 глубинные пробы нефти из 19 скважин, 53 поверхностные пробы нефти из 29 скважин. После 1987 года дополнительно отобраны пробы по пластам БС₉¹ и БС₁₀² и впервые получены глубинные пробы нефти из пласта Ю₁. Однако в целом по месторождению степень охарактеризованности пластов

пробами нефти невысокая. Из пластов БС₈, БС₁₆¹, БС₁₆², БС₁₈, БС₁₉¹, БС₁₉², БС₂₀, Ю₂

глубинные пробы нефти не отбирались. По пластам БС₈, БС₁₆², БС₁₈, отобраны только поверхностные пробы нефти. Наибольшее количество проб отобрано по пласту БС₁₀². ПРОБЕЛЫ

Сведения об изученности продуктивных пластов пробами нефти приведены в таблице П 3.3.1.

Некоторые залежи нефти Крайнего месторождения располагаются частично на территориях, административно принадлежащих соседним месторождениям, и наоборот, залежи нефти соседних месторождений частично располагаются на территории ЛУ Крайнего. При изучении результатов опробований выявлено, что по трем продуктивным пластам БС₈, БС₁₀^1-2 и БС₁₀² наряду с залежами нефти Крайнего месторождения выделяются отдельные подсчетные объекты, расположенные, частично или полностью, в рамках сопредельных лицензионных участков и обладающие свойствами флюидов, характерными для залежей соседних месторождений: по пластам БС₈ и БС₁₀¹– Восточно-Пякутинского, по БС₁₀² - Восточно-Пякутинского (объект БС₁₀^2-1) и Суторминского (объект БС₁₀^2-2).

Таким образом, свойства нефти по этим залежам соответствуют свойствам нефти продуктивных пластов соответствующих месторождений. В таблице П 3.3.2 представлены сведения об изученности отборами проб нефти соседних с Крайним месторождений.

В связи с тем, что индексация пластов изменилась, была проведена новая геологическая привязка интервалов перфорации тех скважин, из которых были отобраны пробы нефти. В результате корреляции некоторые пробы стали характеризовать нефть других пластов: так, три глубинные пробы нефти и 1 поверхностная, отобранные из скважины №63 (28.06.84) вместо нефти пласта БС₁₀³ сейчас соответствуют нефти пласта БС₁₀², а поверхностные пробы нефти, отобранные из пласта БС₁₆¹, соответствуют пластам БС₁₆¹ и БС_18.

Результаты исследования глубинных проб нефтей Крайнего месторождения методом однократного разгазирования и ступенчатой сепарации приводятся в таблицах П 3.3.3, 3.3.4 (по пробам и скважинам) и П 3.3.5 (по пластам). Поверхностные пробы нефти отбирались на устье скважин. Результаты анализа поверхностных проб нефти представлены в таблицах П 3.3.6 (по пробам и скважинам) и П 3.3.7 (по пластам).

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти по результатам однократного и ступенчатого разгазирования представлен в таблицах П 3.3.8 – П 3.3.11.

1.4 Подготовка исходных данных и расчеты технологических показателей вариантов разработки и КИН НЕТ ТАКОГО ПУНКТА