Уваровского месторождения
.pdf18
Состав и свойства пластовых флюидов представлены в таблицах 1.4-1.8.
Таблица 1.4 - Свойства пластовой и дегазированной нефти Уваровского месторождения пласта С-I’ Уваровского купола
№ п/п |
Параметры |
Диапазон значений |
Среднее значение |
1 |
Количество исследованных глубинных проб |
3 |
3 |
2 |
Давление пластовое, МПа |
|
23,63 |
3 |
Температура пластовая, оС |
|
47 |
4 |
Давление насыщения пластовой нефти, Мпа |
|
4,46 |
5 |
Газосодержание (стандартная сепарация), м3/т |
|
41,83 |
|
Газосодержание при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании в рабочих |
|
32,86 |
6 |
условиях, м3/т |
|
|
|
|
||
7 |
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 |
|
788 |
8 |
Вязкость нефти в условиях пласта, мПас*с |
|
2,74 |
9 |
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, 1/МПа*10-4 |
|
|
10 |
Плотность выделившегося газа в стандартных условиях, кг/м3 |
|
|
|
-при однократном (стандартном) разгазировании |
|
832 |
|
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
|
823 |
11 |
Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3 |
|
|
|
-при однократном (стандартном) разгазировании |
|
|
|
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
|
|
12 |
Пересчетный коэффициент, доли ед. |
|
0,913 |
|
Свойства дегазированной нефти |
|
|
13 |
Количество исследованных поверхностных проб (скважин) |
4 |
4 |
14 |
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 |
|
833,1 |
15 |
Вязкость дегазированной нефти, мПа*с |
|
1 |
|
-при 20оС |
|
11,68 |
|
-при 50 оС |
|
|
16 |
Температура застывания дегазированной нефти, оС |
|
-2 |
17 |
Массовое содержание, % |
|
|
|
серы |
|
1,02 |
|
смол силикогелевых |
|
5,6 |
|
асфальтенов |
|
0,5 |
|
парафинов |
|
5,41 |
18 |
Температура плавления парафина,оС |
|
65 |
Консорциум « Н е д р а »
19
19 |
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
ванадий |
|
|
|
никель |
|
|
20 |
Температура начала кипения, оС |
|
51 |
21 |
Фракционный состав (объемноесодержание выкипающих), % |
|
|
|
-до 100 оС |
|
9 |
|
-до 150 оС |
|
18 |
|
-до 200 оС |
|
29 |
|
-до 250оС |
|
39 |
|
-до 300 оС |
|
49 |
Исследованы пять глубинных проб из скважин 125 (две пробы), 128 (две пробы), 130 и двенадцать поверхностных проб из скважин 35, 124 (четыре пробы), 125 (три пробы), 128 (две пробы), 130, 141 [19].
Пластовая нефть относится к особо легким – с плотностью 798,0 кг/м3, маловязким – с динамической вязкостью
2,68 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 3,06 МПа, газосодержание – 20,7 м3/т.
Таблица 1.5 - Свойства пластовой и дегазированной нефти Уваровского месторождения пласта С-I Уваровского купола
№ п/п |
Параметры |
Диапазон |
Среднее |
|
значений |
значение |
|||
|
|
|||
1 |
Количество исследованных глубинных проб |
5 |
5 |
|
2 |
Давление пластовое, МПа |
|
24 |
|
3 |
Температура пластовая, оС |
|
47 |
|
4 |
Давление насыщения пластовой нефти, Мпа |
|
3,06 |
|
5 |
Газосодержание (стандартная сепарация), м3/т |
|
25,72 |
|
|
Газосодержание при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании в рабочих условиях, |
|
20,7 |
|
6 |
м3/т |
|
||
|
|
|||
7 |
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 |
|
798 |
|
8 |
Вязкость нефти в условиях пласта, мПас*с |
|
2,68 |
|
9 |
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, 1/МПа*10-4 |
|
|
Консорциум « Н е д р а »
20
10 |
Плотность выделившегося газа в стандартных условиях, кг/м3 |
|
|
|
-при однократном (стандартном) разгазировании |
|
|
|
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
|
|
11 |
Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3 |
|
|
|
-при однократном (стандартном) разгазировании |
|
830 |
12 |
Пересчетный коэффициент, доли ед. |
|
0,929 |
|
Свойства дегазированной нефти |
|
|
13 |
Количество исследованных поверхностных проб (скважин) |
12 |
12 |
14 |
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 |
|
833,2 |
15 |
Вязкость дегазированной нефти, мПа*с |
|
|
|
-при 20оС |
|
7,7 |
|
-при 50 оС |
|
|
16 |
Температура застывания дегазированной нефти, оС |
|
-2 |
17 |
Массовое содержание, % |
|
|
|
серы |
|
1,11 |
|
смол силикогелевых |
|
5,04 |
|
асфальтенов |
|
0,59 |
|
парафинов |
|
6,31 |
18 |
Температура плавления парафина,оС |
|
62 |
19 |
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
ванадий |
|
|
|
никель |
|
|
20 |
Температура начала кипения, оС |
|
51 |
21 |
Фракционный состав (объемноесодеражание выкипающих), % |
|
|
|
-до 100 оС |
|
9 |
|
-до 150 оС |
|
18 |
|
-до 200 оС |
|
28 |
|
-до 250оС |
|
39 |
|
-до 300 оС |
|
49 |
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 829,0 кг/м3,
газовый фактор – 20,7 м3/т, объемный коэффициент – 1,077, динамическая вязкость разгазированной нефти – 7,70 мПа·с
Консорциум « Н е д р а »
21
[20]. Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, характеризуется содержанием сероводорода – 1,41%, углекислого газа – 1,64%, азота – 13,08%. Содержание гелия в газе 0,023%.
Мольное содержание метана – 17,91%, этана – 18,52%, пропана – 29,67%, высших углеводородов (пропан + высшие) –
47,44% Таблица 1.6 - Компонентный состав нефти и растворенного газа Уваровского месторождения, пласт С-I/ Уваровского купола
|
|
|
Численные значения |
|
|
||
№ |
Наименование параметров, |
При однократном разгазировании нефти в |
При дифференциальном разгазировании нефти |
Плас-товая |
|||
п/п |
компонентов |
стандартных условиях |
в рабочих условиях |
|
нефть |
||
|
|
Выделившийся газ |
нефть |
Выделившийся газ |
|
нефть |
|
|
Сероводород |
0,1 |
– |
0,13 |
|
0,01 |
0,03 |
|
Углекислый газ |
0,8 |
|
1,07 |
|
– |
0,22 |
|
Азот+редкие |
10,65 |
|
13,28 |
|
– |
2,7 |
|
в том числе гелий |
– |
|
– |
|
– |
|
|
Метан |
19,7 |
– |
24,58 |
|
– |
5 |
|
Этан |
18,02 |
0,2 |
22,31 |
|
0,35 |
4,82 |
|
Пропан |
26,87 |
1,75 |
25,12 |
|
4,03 |
8,32 |
|
Изобутан |
4,7 |
0,6 |
2,59 |
|
1,41 |
1,65 |
|
Н.бутан |
13,43 |
3,55 |
7,35 |
|
5,91 |
6,2 |
|
Изопентан |
2,62 |
2,22 |
1,2 |
|
2,72 |
2,3 |
|
Н.пентан |
2,38 |
4,15 |
1,4 |
|
4,31 |
3,72 |
|
Гексаны |
– |
|
0,78 |
|
8,47 |
|
|
Гептаны |
|
|
0,19 |
|
6,73 |
|
|
Остаток (С8+высшие) |
|
|
– |
|
66,06 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Молекулярная масса |
|
195 |
34,8 |
|
185,1 |
154,38 |
|
Молекулярная масса остатка |
|
242 |
– |
|
241,97 |
52,62 |
|
Плотность: |
|
|
|
|
|
|
|
– газа, кг/м3 |
|
|
1,446 |
|
– |
|
|
– газа относительная (по |
1,355 |
|
1,2 |
|
– |
|
|
воздуху), доли ед. |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– нефти, кг/м3 |
|
|
– |
|
824 |
|
Консорциум « Н е д р а »
22
По товарной характеристике нефть среднесернистая (массовое содержание серы в нефти 1,11%), смолистая (5,04%),
высокопарафинистая (6,31%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 49,0% [21].
Воды пласта С-I/ характеризуются по результатам исследования попутных вод из добывающих скважин 16 и 126.
Минерализация составляет 269,62 г/л, плотность в стандартных условиях 1,184 г/см3 (в пластовых условиях 1,168 г/см3).
Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 1,09 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 7,95 г/л, магния 1,82 г/л, сульфатов 0,88 г/л, первая соленость 88,2 %-экв.
Таблица 1.7 - Компонентный состав нефти и растворенного газа Уваровского месторождения, пласт С-I Уваровского купола
Наименование |
|
|
Численные значения |
|
Пластовая нефть |
||
параметров, |
При однократном разгазировании нефти в |
При дифференциальном разгазировании нефти в |
|
||||
компонентов |
стандартных условиях |
|
рабочих условиях |
|
|
||
|
Выделившийся газ |
|
нефть |
Выделившийся газ |
|
нефть |
|
Сероводород |
1,72 |
|
– |
1,41 |
|
0,05 |
0,27 |
Углекислый газ |
1,61 |
|
|
1,64 |
|
0,01 |
0,27 |
Азот+редкие |
12,05 |
|
|
13,08 |
|
– |
2,11 |
в том числе гелий |
0,021 |
|
|
0,023 |
|
– |
|
Метан |
15,36 |
|
0,08 |
17,91 |
|
– |
2,89 |
Этан |
15,65 |
|
0,55 |
18,52 |
|
0,26 |
3,21 |
Пропан |
28,2 |
|
3,63 |
29,67 |
|
3,92 |
8,08 |
Изобутан |
5,03 |
|
1,21 |
3,53 |
|
1,56 |
1,88 |
Н.бутан |
13,69 |
|
4,98 |
9,33 |
|
6,01 |
6,55 |
Изопентан |
2,89 |
|
2,99 |
1,87 |
|
3,39 |
2,94 |
Н.пентан |
2,45 |
|
4,2 |
1,75 |
|
4,29 |
3,88 |
Гексаны |
– |
|
|
1,04 |
|
8,92 |
|
Гептаны |
|
|
|
0,25 |
|
7,26 |
|
Остаток (С8+высшие) |
|
|
|
– |
|
64,33 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Молекулярная масса |
|
|
197,83 |
38,05 |
|
195,5 |
168,7 |
Консорциум « Н е д р а »
23
Молекулярная масса |
|
|
262,33 |
|
– |
|
262,35 |
53,9 |
||
остатка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– газа, кг/м3 |
|
|
|
|
|
1,581 |
|
– |
|
|
– газа относительная (по |
1,409 |
|
|
|
|
1,312 |
|
|
|
|
воздуху), доли ед. |
|
|
|
|
|
|
|
– |
|
|
– нефти, кг/м3 |
|
|
|
|
|
– |
|
829 |
|
|
Таблица 1.8 - Свойства и состав пластовых вод пластов С-I+С-I |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименование параметра |
|
|
|
Пласты С-I+С-I |
|
|
|
|
|
|
|
|
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
1 |
|
|
|
2 |
3 |
|
|
||
|
Газосодержание, м3/т |
|
|
|
|
0,305 |
|
|
||
|
Плотность воды, кг/м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- в стандартных условиях |
|
|
1189-1196 |
1193 |
|
|
|||
|
- в условиях пласта |
|
|
1168-1175 |
1172 |
|
|
|||
|
Вязкость в условиях пласта, мПа.с |
|
|
|
|
1,0 |
|
|
||
|
Коэффициент сжимаемости,1/МПах10-4 |
|
|
|
4,21 |
|
|
|||
|
Объемный коэффициент, доли ед. |
|
|
|
|
1,0179 |
|
|
||
|
Химический состав вод, (мг/л)/мг- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
экв/л) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Na++ K+ |
|
56522,54/2455,0-61402,59/2666,96 |
58784,82/2553,26 |
|
|
||||
|
Ca++ |
|
35990,62/1796,4-39669,02/1980 |
37416,71/1867,58 |
|
|
||||
|
Mg++ |
|
|
4131,57/339,78-4257,53/350,14 |
4213,52/346,52 |
|
|
|||
|
CI- |
|
|
165803,64/4676,16- |
168734,53/4758,82 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
171834,91/4846,26 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
HCO3- |
|
|
20,13/0,33-159,85/2,62 |
74,43/1,22 |
|
|
|||
|
CO3-2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
SO4-- |
|
|
21,13/0,44-106,63/2,22 |
62,43/1,3 |
|
|
|||
|
NH4+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Br - |
|
|
|
|
1436 |
|
|
||
|
J - |
|
|
|
|
9,0 |
|
|
||
|
B+3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
24
Li+ |
|
|
|
|
|
|
|
Наименование параметра |
Пласты С-I+С-I |
|
|
Диапазон изменения |
|
Среднее значение |
|
|
|
||
Sr+2 |
|
|
|
Rb+ |
|
|
|
Cs+ |
|
|
|
Общая минерализация, г/л |
264,45-274,07 |
|
269,2 |
Водородный показатель, рН |
|
|
|
Жесткость общая, (мг-экв/л) |
2136,18-2330,14 |
|
2214,1 |
Химический тип воды (по В.А.Сулину) |
хлоркальциевый |
|
|
Количество исследованных проб |
3(2) |
|
|
(скважин) |
5(5) |
|
|
Химический состав вод пласта С-I характеризуется по результатам исследования попутных вод из добывающих скважин. Минерализация составляет 272,08 г/л, плотность в стандартных условиях 1,1815 г/см3 (в пластовых условиях
1,166 г/см3). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 1,09 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 2,29 г/л, магния 0,91 г/л, сульфатов 0,85 г/л [22].
Водорастворенный газ в отложениях бобриковского горизонта (пласт С-I) изучался на Мухановском месторождении. В составе газа CH4-11,4%, C2H6+высшие-2,2%, N2-71,6%. Газонасыщенность - 139 см3/л, общая упругость газа – 4,25 МПа.
Геолого-физическая характеристика пластов С-I' и С-IУваровского купола приведена в таблице 1.9.
Таблица 1.9 - Геолого-физическая характеристика пластов С-I' и С-I Уваровского купола
№№ п/п |
Параметры |
Размер-ность |
|
Пласты |
|
С-I/ |
|
С-I |
|||
|
|
|
|
||
1 |
Категория |
|
А |
|
А |
2 |
Средняя глубина залегания кровли |
м |
2252 |
|
2260 |
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
25
3 |
Абсолютная отметка ВНК |
м |
-2106 |
-2110 |
4 |
Тип залежи |
|
пластовая |
неполнопласт |
5 |
Тип коллектора |
|
трещинно-поровый |
поровый |
6 |
Площадь нефте/газоносности |
тыс.м2 |
8782 |
6578 |
7 |
Средняя общая толщина |
м |
2,7 |
12,7 |
8 |
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина |
м |
2,6 |
6,8 |
9 |
Коэффициент пористости |
доли ед. |
0,19 |
0,21 |
10 |
Коэффициент нефтенасыщенности пласта |
доли ед. |
0,9 |
0,9 |
11 |
Проницаемость |
мкм2 |
0,404 |
0,72 |
12 |
Коэффициент песчанистости |
доли ед. |
1 |
0,81 |
13 |
Расчлененность |
ед. |
1 |
2,3 |
14 |
Начальная пластовая температура |
оС |
47 |
47 |
15 |
Начальное пластовое давление |
МПа |
23,63 |
24 |
16 |
Вязкость нефти в пластовых условиях |
мПа*с |
2,74 |
2,68 |
17 |
Плотность нефти в пластовых условиях |
г/см3 |
0,788 |
0,798 |
18 |
Плотность нефти в поверхностных условиях |
г/см3 |
0,823 |
0,824 |
19 |
Объемный коэффициент нефти |
доли ед. |
1,1 |
1,067 |
20 |
Содержание серы в нефти |
% |
1,1 |
1,08 |
21 |
Содержание парафина в нефти |
% |
5,41 |
6,31 |
22 |
Давление насыщения нефти газом |
МПа |
4,46 |
3,06 |
23 |
Газосодержание |
м3/т |
36,4 |
20,7 |
24 |
Содержание сероводорода |
% |
0,13 |
1,41 |
25 |
Вязкость воды в пластовых условиях |
мПа*с |
1,09 |
1,09 |
26 |
Плотность воды в поверхностных условиях |
г/см3 |
1,184 |
1,182 |
27 |
Сжимаемость |
|
|
|
28 |
нефти |
1/МПа*10-4 |
11,3 |
10,28 |
29 |
воды |
1/МПа*10-4 |
2,47 |
2,47 |
30 |
породы |
1/МПа*10-4 |
|
|
31 |
Коэффициент вытеснения (водой) |
доли ед. |
0,639 |
0,665 |
32 |
Коэффициент продуктивности |
м3/сут * МПа |
3,8 |
24,6 |
Консорциум « Н е д р а »
26
1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом
Расчет начальных балансовых, извлекаемых и остаточных запасов нефти и газа пластов С-I’ и C-I Уваровского купола на 01.01.2019 года.
Подсчет запасов нефти проводится по формуле объемного метода:
Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ ρ ∙ λ ∙ θ |
(1.1) |
Qбал – это балансовые запасы, тыс.т
F – площадь нефтеносности, тыс. м2
h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м m – коэффициент пористости, доли ед.
λ – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.
ρ – плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3
θ – пересчетный коэффициент, доли. ед
θ = |
1 |
, |
(1.2) |
B |
где - В объемный коэффициент Исходные данные представлены в таблице 1.10.
Таблица 1.10 - Сводная таблица подсчётных параметров пластов С-I' и С-I Уваровского купола
Пласт |
С-I/ |
С-I |
Площадь нефтеносности, тыс.м2 |
8782 |
6578 |
Консорциум « Н е д р а »