Токского месторождения
.pdf
20
определен сероводород в количестве 4,60 %, диоксид углерода – 2,76 %, азот – 18,49 % и кондиционное содержание гелия – 0,049 %. Плотность газа равна 1,335 кг/м3, относительная плотность по воздуху 1,108.
В целом, на основании выполненных исследований можно сказать, что нефти залежей пластов Токского месторождения недонасыщены газом, давление насыщения их находится в диапазоне 5,0-6,3 МПа (пласты Т1-Т2).
Пластовая нефть пласта Т1 с вязкостью 4,61 мПа·с относится к маловязким, а пласта Т2 – к вязким (5,59 мПа·с).
Вповерхностных условиях нефть Токского месторождения по результатам исследований имеет плотность 868881 кг/м3 и является высокосернистой, малосмолистой, высокопарафинистой (Т1) и парафинистой (Т2), средней по плотности и с незначительной вязкостью (Т1) или маловязкой (Т2). Выход фракций до 300 °С при разгонке нефти по Энглеру составляет 36 и 38 %, до 200 °С выкипает 20 и 22 % флюида (пласты Т1 и Т2 соответственно).
Втаблице 1.4 представлены свойства пластовой и дегазированной нефти Токского месторождения. В таблице 1.5
представлен компонентный состав нефти и растворенного газа Токского месторождения.
Таблица 1.4
Свойства пластовой и дегазированной нефти Токского месторождения
|
Пласт Т1 |
Пласт Т2 |
||
Наименование параметра |
диапазон |
принятые |
диапазон |
принятые |
|
значений |
значения |
значений |
значения |
|
|
|
|
|
Пластовое давление, МПа |
23,5-24,6 |
24,1 |
24,9 |
24,9 |
Пластовая температура, °С |
44-45 |
44,5 |
45 |
45 |
Давление насыщения, МПа |
3,9-6,0 |
5,0 |
6,3 |
6,3 |
Газосодержание, м3/т |
31,2-38,6 |
34,9 |
35,4 |
35,4 |
Газовый фактор при дифференциальном |
|
|
|
|
разгазировании в рабочих условиях, м3/т |
32,5 |
32,5 |
33,9 |
33,9 |
Консорциум н е д р а
21
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 |
834-837 |
|
835 |
852 |
|
852 |
Вязкость нефти в условиях пласта, мПа·с |
4,12-5,1 |
|
4,61 |
5,59 |
|
5,59 |
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, |
|
|
|
|
|
|
1/МПа·10-4 |
12,28 |
|
12,28 |
8,8 |
|
8,8 |
Плотность растворенного газа, кг/м3, при 20 °C |
|
|
|
|
|
|
|
1,475- |
|
|
|
|
|
при однократном (стандартном) разгазировании |
1,582 |
|
1,529 |
1,528 |
|
1,528 |
при дифференциальном (ступенчатом) |
|
|
|
|
|
|
разгазировании |
- |
|
1,499 |
|
|
1,335 |
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 °С |
|
|
|
|
|
|
при однократном (стандартном) разгазировании |
- |
|
868 |
- |
|
881 |
при дифференциальном (ступенчатом) |
|
|
|
|
|
|
разгазировании |
- |
|
864 |
- |
|
868 |
Количество исследованных глубинных проб |
2/2 |
|
|
1/1 |
||
Плотность дегазированной нефти по |
862-873 |
|
868 |
881 |
|
881 |
поверхностным пробам, кг/м3 |
|
|
|
|
|
|
Вязкость дегазированной нефти по поверхностным |
9,65-15,97 |
|
12,81 |
32,40 |
|
32,40 |
пробам, мПа·с |
|
|
|
|
|
|
Молярная масса, г/моль |
208-246 |
|
227 |
197-249 |
|
- |
Температура застывания, °С |
-22 -25 |
|
-23,5 |
-13 |
|
-13 |
Массовое содержание, % |
|
|
|
|
|
|
серы |
1,90-2,30 |
|
2,10 |
2,83 |
|
2,83 |
смол селикагелевых |
6,20-7,40 |
|
6,80 |
11,90 |
|
11,90 |
асфальтенов |
2,20-3,00 |
|
2,60 |
5,00 |
|
5,00 |
парафинов |
7,80-8,50 |
|
8,15 |
5,77 |
|
5,77 |
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
|
|
|
ванадий |
- |
|
- |
- |
|
- |
никель |
- |
|
- |
- |
|
- |
Температура плавления парафина, °С |
54-55 |
|
54,5 |
57 |
|
57 |
Температура начала кипения, °С |
40-56 |
|
48 |
38 |
|
38 |
Фракционный состав (объемное содержание |
|
|
|
|
|
|
выкипающих), % |
|
|
|
|
|
|
до 100 °С |
5,5-6 |
|
6 |
6 |
|
6 |
до 150 °С |
12-14 |
|
13 |
14 |
|
14 |
до 200 °С |
19,5-20 |
|
20 |
22 |
|
22 |
Консорциум н е д р а
22
|
до 250 °С |
|
|
|
|
|
28,5-30 |
|
29 |
|
31 |
31 |
||
|
до 300 °С |
|
|
|
|
|
35-37 |
|
|
36 |
|
38 |
38 |
|
|
Компонентный состав нефти и растворенного газа Токского месторождения |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При однократном |
При дифферен- |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
циальном |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
разгазировании |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
разгазировании |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
пластовой нефти |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
пластовой нефти |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
в стандартных |
|
Пластовая |
|
|
|
||||||
|
|
|
в рабочих |
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
условиях |
|
|
нефть |
|
|
|
|||||
|
|
|
условиях |
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
выдели |
|
выдели |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
вшийся |
нефть |
вшийся |
|
нефть |
|
|
|
|
|
|
|
Наименование |
|
газ |
|
газ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пласт Т1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Молярная концентрация компонентов, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сероводорд |
|
2,60 |
0,20 |
2,76 |
|
0,08 |
|
|
0,80 |
|
|
|
||
Диоксид углерода |
|
1,23 |
- |
1,14 |
|
- |
|
|
0,29 |
|
|
|
||
Азот + редкие |
|
11,46 |
- |
11,00 |
|
- |
|
|
2,90 |
|
|
|
||
в т. ч. гелий |
|
0,015 |
- |
- |
|
- |
|
|
- |
|
|
|
||
Метан |
|
19,30 |
0,15 |
18,94 |
|
0,003 |
|
|
4,97 |
|
|
|
||
Этан |
|
21,66 |
1,14 |
23,06 |
|
0,347 |
|
|
6,16 |
|
|
|
||
Пропан |
|
29,16 |
5,39 |
30,33 |
|
4,782 |
|
|
11,29 |
|
|
|
||
Изобутан |
|
2,40 |
1,02 |
2,05 |
|
1,161 |
|
|
1,38 |
|
|
|
||
Нормальный бутан |
|
8,03 |
5,27 |
6,93 |
|
5,697 |
|
|
6,00 |
|
|
|
||
Изопентан |
|
1,63 |
2,66 |
1,28 |
|
3,029 |
|
|
2,40 |
|
|
|
||
Нормальный пентан |
|
1,57 |
4,19 |
1,38 |
|
4,28 |
|
|
3,53 |
|
|
|
||
Гексаны |
|
0,84 |
7,92 |
0,72 |
|
7,99 |
|
|
6,33 |
|
|
|
||
Гептаны |
|
0,13 |
7,43 |
0,41 |
|
7,53 |
|
|
5,60 |
|
|
|
||
Октаны |
|
- |
- |
- |
|
- |
|
|
- |
|
|
|
||
Остаток (С9 + высшие) |
|
- |
64,4 |
- |
|
65,1 |
|
|
48,36 |
|
|
|
||
Молекулярная масса, г/моль |
|
- |
226 |
- |
|
227 |
|
|
178 |
|
|
|
||
Плотность газа, кг/м3 |
|
1,529 |
- |
1,499 |
|
- |
|
|
- |
|
|
|
||
Плотность газа относительная (по воздуху), |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
доли ед. |
|
1,269 |
- |
1,244 |
|
- |
|
|
- |
|
|
|
||
Плотность нефти, кг/м3 |
|
- |
868 |
- |
|
864 |
|
|
836 |
|
|
|
||
Консорциум н е д р а
23
Пласт Т2
Сероводорд |
4,24 |
0,21 |
4,60 |
0,47 |
1,30 |
Углекислый газ |
2,29 |
0,01 |
2,76 |
0,07 |
0,61 |
Азот + редкие |
13,97 |
- |
18,49 |
- |
3,73 |
в т. ч. гелий |
0,037 |
- |
0,049 |
- |
0,01 |
Метан |
19,26 |
0,11 |
25,60 |
0,14 |
5,27 |
Этан |
17,70 |
0,64 |
19,86 |
1,56 |
5,25 |
Пропан |
28,76 |
3,78 |
21,41 |
7,85 |
10,58 |
Изобутан |
2,23 |
0,87 |
1,27 |
1,26 |
1,26 |
Нормальный бутан |
7,86 |
4,38 |
4,07 |
5,67 |
5,35 |
Изопентан |
1,38 |
2,64 |
0,62 |
2,75 |
2,32 |
Нормальный пентан |
1,30 |
3,86 |
0,78 |
3,95 |
3,18 |
Гексаны |
0,86 |
6,92 |
0,39 |
6,45 |
5,28 |
Гептаны |
0,13 |
5,85 |
0,10 |
5,44 |
4,30 |
Октаны |
0,01 |
4,23 |
0,03 |
3,86 |
3,09 |
Остаток (С9 + высшие) |
- |
66,32 |
0,03 |
60,54 |
48,34 |
Молекулярная масса, г/моль |
- |
249 |
32 |
197 |
191 |
Плотность газа, кг/м3 |
1,528 |
- |
1,335 |
- |
- |
Плотность газа относительная (по воздуху), |
|
|
|
|
|
доли ед. |
1,268 |
- |
1,108 |
- |
- |
Плотность нефти, кг/м3 |
- |
881 |
- |
868 |
852 |
Консорциум н е д р а
24
Физико-химические свойства и состав пластовых вод
Пласт T1
Начальные пластовые условия: давление, приведенное к отметке -2200 м – 245 атм, пластовая температура – 44 °С.
Начальные дебиты вод изменяются от 14,4 м3/сут в скважине 16, расположенной на расстоянии 1 км к северу от Юго-
восточного купола, до 91,9 м3/сут в скв. 45, расположенной на расстоянии к югу от Центрального купола.
Пласт T2
Физико-химические свойства вод, начальное пластовое давление и температура аналогичны пласту Т1. Начальные пластовые условия: давление, приведенное к отметке –2200 м – 245 атм, пластовая температура – 44 °С.
Воды карбонатных пластов представлены рассолами хлоридно-натриевого и хлоридно-натриево-кальциевого состава. Они характеризуются плотностью порядка 1,175 г/см3, минерализацией 260-277 г/л. Вязкость при пластовой температуре составляет 1,05 МПа*с, пластовый объемный коэффициент – 1,004.
Водорастворенный газ в водах турнейского яруса в районе рассматриваемого месторождения не изучался.
Регионально он характеризуется азотно-углеводородным составом. Газонасыщенность вод франско-турнейского карбонатного комплекса на месторождениях Оренбургской области низкая, обычно не превышает 300 см3/л, упругость газов – 4,0-5,0 МПа. Азот преобладает над углеводородом, водорастворенные газы содержат сероводород.
В таблице 1.6 представлены результаты исследований проб пластовых вод Токского месторождения.
Консорциум н е д р а
|
|
|
|
|
25 |
|
|
|
|
|
Таблица 1.6 |
Свойства и состав пластовых вод Токскго месторождения |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
Т1+Т2 |
|
|
|
Наименование параметра |
Кол-во |
Исследовано |
|
Диапазон |
Среднее |
|
скважин |
проб |
|
изменения |
значение |
1 Газосодержание, м3/м3 |
- |
- |
|
- |
3 |
2 Плотность воды, г/см3 |
|
|
|
|
|
- в стандартных условиях |
- |
- |
|
- |
1,175 |
- в условиях пласта |
- |
- |
|
- |
- |
3 Вязкость в условиях пласта, мПа·с |
- |
- |
|
- |
1,05 |
4 Коэффициент сжимаемости, 1/МПа ·10-4 |
- |
- |
|
- |
- |
5 Объемный коэффициент, доли ед. |
- |
- |
|
- |
1,004 |
6 Химический состав вод, мг/л; мг-экв/л; % мг-эв |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
22,52-99,83 |
58,32 |
Na++К+ |
7 |
8 |
|
978,3-4336 |
2533,5 |
|
|
|
|
37,42-46,92 |
43,1 |
|
|
|
|
1,3-7,51 |
4,3 |
Ca2+ |
7 |
8 |
|
65,03-375,05 |
218,2 |
|
|
|
|
2,3-8,6 |
4,4 |
|
|
|
|
0,49-3,04 |
1,5 |
Mg2+ |
7 |
8 |
|
40,03-250 |
122,1 |
|
|
|
|
0,82-4 |
2,5 |
|
|
|
|
39,8-168,6 |
100,97 |
Cl- |
7 |
8 |
|
1121,3-4755,7 |
2847,6 |
|
|
|
|
48,8-49,9 |
49,5 |
|
|
|
|
0,17-0,54 |
0,3 |
HCО3- |
7 |
8 |
|
2,78-8,76 |
5,2 |
|
|
|
|
0,05-0,21 |
0,11 |
|
|
|
|
0,19-1,32 |
0,84 |
SO42- |
7 |
8 |
|
3,97-27,5 |
17,5 |
|
|
|
|
0,06-0,98 |
0,43 |
NH4+ |
- |
- |
|
- |
- |
В- мг/л |
- |
- |
|
- |
- |
Консорциум н е д р а
26
Brмг/л |
- |
- |
|
117-200 |
158,5 |
|
J- мг/л |
- |
- |
|
3-10 |
6,5 |
|
В3+ мг/л |
- |
- |
|
16-250 |
133 |
|
Li+ мг/л |
- |
- |
|
3-10 |
6,5 |
|
Sr2+ мг/л |
- |
- |
|
260-300 |
280 |
|
Rb+ мг/л |
- |
- |
|
0,2-3 |
1,6 |
|
Cs+ мг/л |
- |
- |
|
0,5 |
0,5 |
|
7 |
Общая минерализация, г/л |
- |
- |
|
260-277 |
268,5 |
8 |
Водородный показатель, рН |
- |
- |
|
- |
- |
9 |
Жесткость общая, (мг-экв/л) |
- |
- |
|
- |
- |
10 Химический тип воды, преимущественный (по В.А. Сулину) |
|
|
хлор-кальциевый |
|
||
1.8 Геолого-физическая характеристика объекта
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Т1 и Т2 и в целом турнейского объекта разработки представлена в таблице 1.7.
Таблица 1.7
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Токского месторождения
|
|
|
Продуктивные пласты |
|
|||
Параметры |
Размерность |
Т1 |
Т2 |
||||
Центр. |
Юго-вост. |
Центр. |
Юго-вост. |
||||
|
|
||||||
|
|
купол |
купол |
купол |
|
купол |
|
Средняя глубина залегания кровли |
м |
2157,6 |
2178,4 |
2183,3 |
|
2198,8 |
|
Абсолютная отметка ВНК |
м |
2191,9 |
2189,8 |
2195,6 |
|
2204,7 |
|
Тип залежи |
|
пластовая |
пластовая |
пластовая |
|
массивная |
|
|
сводовая |
сводовая |
сводовая |
|
|||
Тип коллектора |
|
поровый |
поровый |
поровый |
|
поровый |
|
Площадь нефтегазоносности |
тыс. м2 |
16053 |
2353 |
3562 |
|
708 |
|
Консорциум н е д р а
27
Средняя общая толщина |
м |
24,1 |
|
|
19,6 |
11,8 |
|
|
10,2 |
||
Средняя эффективная |
м |
17,6 |
|
|
9,1 |
4,0 |
|
|
2,5 |
||
нефтенасыщенная толщина |
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент пористости |
доли ед. |
0,11 |
|
|
0,10 |
0,12 |
|
|
0,09 |
||
Коэффициент нефтенасыщенности |
доли ед. |
0,93 |
|
|
0,83 |
0,90 |
|
|
0,81 |
||
пласта |
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Проницаемость |
мкм2 |
67,7 |
|
|
59 |
27,1 |
|
|
5,6 |
||
Коэффициент песчанистости |
доли ед. |
0,86 |
|
|
0,68 |
0,67 |
|
|
0,61 |
||
Расчлененность |
ед. |
4,4 |
|
|
5 |
3,2 |
|
|
3 |
||
Начальная пластовая температура |
°С |
|
44,5 |
|
45 |
||||||
Начальное пластовое давление |
МПа |
|
24,1 |
|
24,9 |
||||||
Вязкость нефти в пластовых условиях |
мПа*с |
|
4,61 |
|
5,59 |
||||||
Плотность нефти в пластовых условиях |
г/см3 |
|
0,835 |
|
0,852 |
||||||
Плотность нефти в поверхностных |
г/см3 |
|
0,864 |
|
0,868 |
||||||
условиях |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Объемный коэффициент нефти |
доли ед. |
|
1,085 |
|
1,068 |
||||||
Содержание серы в нефти |
% |
|
|
2,1 |
|
2,83 |
|||||
Содержание парафина в нефти |
% |
|
|
8,15 |
|
5,77 |
|||||
Давление насыщения нефти газом |
МПа |
|
5 |
|
6,3 |
||||||
Газосодержание |
м3/т |
|
32,5 |
|
33,9 |
||||||
Содержание сероводорода |
% |
|
|
0,8 |
|
0,8 |
|||||
Вязкость газа в пластовых условиях |
мПа×с |
|
- |
|
- |
||||||
Вязкость воды в пластовых условиях |
мПа*с |
|
1,03 |
|
1,03 |
||||||
Плотность воды в поверхностных |
г/см3 |
|
0,001 |
|
0,001 |
||||||
условиях |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сжимаемость |
1/МПа×10-4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефти |
|
|
|
12,28 |
|
8,8 |
|||||
воды |
|
|
|
- |
|
- |
|||||
породы |
|
|
|
- |
|
- |
|||||
Коэффициент вытеснения |
доли ед. |
|
0,732 |
|
|
0,72 |
0,668 |
|
|
0,564 |
|
Коэффициент продуктивности |
м3/сут * МПа |
|
13 |
|
9,3 |
- |
|
- |
|||
Консорциум н е д р а
28
1.9 Подсчет запасов
Выполним расчета балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа по Токскому месторождению объекту Т1+Т2 на
01.01.2019 года. Исходные данные для расчета приведены в таблице 1.8.
Таблица 1.8
Исходные данные для подсчета запасов объекта Т1+Т2
|
|
Т1 |
|
Т2 |
||
Параметры |
Центр. |
|
Юго- |
Центр. |
|
Юго- |
|
вост. |
|
вост. |
|||
|
купол |
|
купол |
|
||
|
|
купол |
|
купол |
||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2 |
16053 |
|
2353 |
3562 |
|
708 |
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м |
17,6 |
|
9,1 |
4 |
|
2,5 |
Коэффициент пористости m, доли ед. |
0,11 |
|
0,1 |
0,12 |
|
0,09 |
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед. |
0,93 |
|
0,83 |
0,9 |
|
0,81 |
Плотность нефти ρ, г/м3 |
0,864 |
|
0,864 |
0,868 |
|
0,868 |
Объемный коэффициент нефти В, доли ед. |
1,085 |
|
1,085 |
1,068 |
|
1,068 |
|
|
|
|
|
|
|
Пересчетный коэффициент , доли ед. |
0,922 |
|
0,922 |
0,936 |
|
0,936 |
Газовый фактор Г, м3/т |
32,5 |
|
32,5 |
33,9 |
|
33,9 |
Коэффициент извлечения нефти, К |
0,635 |
|
0,397 |
0,346 |
|
0,286 |
|
|
|
|
|
|
|
Накопленная добыча нефти ΣQн на 01.01.2019 г., тыс.т |
|
5168 |
|
|
||
Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода.
Qбал=F·h·m·ρ·λ· , |
(1.1) |
где Qбал – это балансовые запасы, тыс.т
Консорциум н е д р а
29
F – площадь нефтеносности
h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина m – коэффициент пористости
λ – коэффициент нефтенасыщенности
ρ – плотность нефти в поверхностных условиях
– пересчетный коэффициент
=
1 В
где В объемный коэффициент
Так как у нас четыре отдельные залежи, то по каждой расчет начальных запасов ведется отдельно.
Определяем начальные балансовые запасы нефти по залежи пласта Т1 Центрального купола.
Qбал.нач = 16053·17,6·0,11·0,93·0,864·0,922 = 23016 тыс.т.
Определяем начальные балансовые запасы нефти по залежи пласта Т1 Юго-Восточного купола.
Qбал.нач = 2353·9,1·0,1·0,83·0,864·0,922 = 1415 тыс.т.
Определяем начальные балансовые запасы нефти по залежи пласта Т2 Центрального купола.
Qбал.нач = 3562·4·0,12·0,9·0,868·0,936 = 1251 тыс.т.
Определяем начальные балансовые запасы нефти по залежи пласта Т2 Юго-Восточного купола.
Qбал.нач = 708·2,5·0,09·0,81·0,868·0,936 = 105 тыс.т.
Начальные балансовые запасы в целом по объекту Т1+Т2
Q бал Т1+Т2= 23016+1415+1251+105=25787 тыс.т
Консорциум н е д р а