разработки пласта Утевского месторождения
.pdf17
Промышленный характер залежи нефти в пласте О-2 доказан на всех куполах рассматриваемого месторождения кроме Максимовского поднятия. Пласт О-2 – основной объект разработки Утевского месторождения.
Характеристики залежи пласта О-2 Утевского поднятия Утевского месторождения представлена в табл. 1.1.
1.6 Коллекторские свойства пласта
Средние значения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных пластов Утевского месторождения оценивались по керну, методами геофизических (ГИС) и промыслово-гидродинамических исследований (ГДИ) скважин.
В таблице 1.2 сведены объемы исследований и принятые значения ФЕС пласта О-2 Утевского поднятия Утевского месторождения.
|
|
|
Таблица 1.1 |
|
Статистические показатели характеристик неоднородности горизонта О-2 Утевского поднятия |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Утевское |
|
Параметр |
|
Показатели |
поднятие |
|
|
|
|
пласт О-2 |
|
1 |
|
2 |
3 |
|
|
|
Среднее значение |
5,80 |
|
Общая толщина, м |
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,20 |
|
|
Интервал |
от |
2,60 |
|
|
|
|
|||
|
изменения |
до |
9,50 |
|
|
|
Среднее значение |
4,60 |
|
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,29 |
|
|
Интервал |
от |
1,50 |
|
|
|
|
|||
|
изменения |
до |
7,90 |
|
Эффективная газонасыщенная толщина, м |
|
Среднее значение |
- |
|
Консорциум « Н е д р а »
18
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
|
|
- |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
Интервал |
|
|
от |
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
изменения |
|
|
до |
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднее значение |
|
|
- |
|
||
|
|
Эффективная водонасыщенная толщина, м |
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
|
|
- |
|
||||||
|
|
|
Интервал |
|
|
от |
|
|
- |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
изменения |
|
|
до |
|
|
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднее значение |
|
|
0,81 |
|
||
|
|
Коэффициент песчанистости (доли коллектора), |
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
|
|
0,21 |
|
||||||
|
|
доли ед. |
|
|
|
|
Интервал |
|
|
от |
|
|
0,39 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
изменения |
|
|
до |
|
|
1,00 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднее значение |
|
|
1,99 |
|
||
|
|
Расчлененность, ед. |
|
|
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
|
|
0,45 |
|
||||
|
|
|
|
|
Интервал |
|
|
от |
|
|
1,00 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
изменения |
|
|
до |
|
|
5,00 |
|
|
|
|
Количество скважин, используемых для определения. |
|
|
|
|
|
|
93 |
|
|||||
Таблица 1.2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Объемы исследований и принятые значения ФЕС пласта О-2 Утевского поднятия Утевского месторождения |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Пористость по керну |
Пористость по ГИС |
|
Принятое |
Нефтенасыщен- |
Нефтенасыщенность |
|
|
||||||
|
|
|
значение |
ность по керну |
по ГИС |
Принятое |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
Кол-во |
среднее |
Кол-во |
среднее |
пористости, |
Кол-во |
среднее |
Кол-во |
|
|
значение |
|
||
|
|
опреде- |
опреде- |
|
Кп, д.ед. |
опреде- |
опреде- |
среднее |
нефтенасы- |
|
|||||
|
|
значе- |
значе- |
|
значе- |
|
|||||||||
|
|
лений |
лений |
|
|
лений |
лений |
значе-ние, |
щенности, Кн, |
|
|||||
|
|
ние, |
ние, доли |
|
|
ние, доли |
|
||||||||
|
|
число скв- |
число скв- |
|
|
число |
число |
доли ед |
д.ед. |
|
|||||
|
|
доли ед |
ед |
|
|
ед |
|
||||||||
|
|
н |
н |
|
|
скв-н |
скв-н |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
121/12 |
0,107 |
150/71 |
0,121 |
0,12 |
30/5 |
0,726 |
142/68 |
0,87 |
|
0,74 |
|
||
Продолжение таблицы 1.2
Кпр по керну |
Кпр по зависимости Кпр=f(Кп) |
По |
Принятое |
|
с учетом толщины |
ГДИ |
значение, |
||
|
Консорциум « Н е д р а »
19
|
|
|
|
пропластков |
|
|
мкм2 |
кол-во |
кол-во учт. |
средн. |
кол-во |
кол-во учт. |
средн. |
|
|
скв. |
опред-ий |
знач. |
скв. |
опред-ий |
знач. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9 |
48 |
0,016 |
71 |
150 |
0,0395 |
− |
0,04 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Открытая пористость (Кп) керна определялась путем жидкостенасыщения образцов по Преображенскому.
Проницаемость (Кпр) керна определялась параллельно напластованию методом нестационарной фильтрации газа.
Водоудерживающая способность пород определялась методом центрифугирования.
Начальная нефтенасыщенность (Кнн), помимо керновых исследований, определялась с использованием зависимостей параметра пористости от пористости и параметра насыщения от водонасыщенности (Рп=f(Кп) и Рн=f(Кв)).
Пористость исследована по керну в 12 скважинах (121 определение) и по ГИС в 71 скважине (150 определений).
Средние значения по методам исследований приняты 0,107 и 0,121 д.ед. соответственно, принятое значение 0,74 д.ед.
Нефтенасыщенность исследована по керну в пяти скважинах (30 определений) и по ГИС в 68 скважинах (142
определения). Средние значения по методам исследований приняты 0,726 и 0,87 д.ед. соответственно, принятое значение 0,12 д.ед.
Проницаемость исследована по керну в девяти скважинах (48 определений) и по ГИС в 71 скважине (71
определение), по ГДИ исследований не проводилось. Средние значения по методам исследований приняты 0,0,16 и
0,0395 мкм2 соответственно, принятое значение 0,04 мкм2.
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»
20
1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Исследования глубинных и поверхностных проб нефтей Утёвского месторождения проводились силами ЦНИЛа п/о «Куйбышевнефть», института Гипровостокнефть и института СамараНИПИнефть в период с 1963 по 2013 год.
Имеющиеся результаты исследования пластовых флюидов были проанализированы и описаны.
Физико-химические свойства нефти и газа пласта О-2 Утевского поднятия Утёвского месторождения определены по данным исследования 26 глубинных проб из двадцати одной скважины и 33 поверхностных проб из двадцати четырёх скважин.
По результатам исследований, пластовая нефть относится к особо лёгким – с плотностью 779,0 кг/м3, с
незначительной динамической вязкостью –2,34 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре –
7,28 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 64,29 м3/т.
После дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 831,0 кг/м3, газосодержание – 52,99 м3/т,
объёмный коэффициент – 1,158, динамическая вязкость разгазированной нефти – 8,77 мПа·с.
Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, характеризуется содержанием сероводорода –
0,21%, углекислого газа – 1,94%, азота+редкие – 11,41%. Гелия в газе 0,028%. Мольное содержание метана – 35,24%,
этана – 23,49%, пропана – 18,31%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 27,71%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,066, а теплотворная способность – 53481,8 кДж/м3.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,51%), смолистая (6,42%), парафинистая
(5,08%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 40,0%.
Консорциум « Н е д р а »
21
В таблице 1.3 представлены свойства пластовой нефти пласта О-2 Утевского поднятия Утевского месторождения. В
таблице 1.4 - физико-химическая характеристика дегазированной нефти. В таблице 1.5 - компонентный состав нефти и растворенного газа пласта О-2 Утевского поднятия.
Таблица 1.3
Свойства пластовой нефти пласта О-2 Утевского поднятия
|
Пласт О-2 Утевского |
|||
Наименование параметра |
|
поднятия |
||
Диапазон |
Принятые |
|||
|
||||
|
изменения |
значения |
||
1 |
|
2 |
3 |
|
Пластовое давление, МПа |
|
– |
22,94 |
|
Пластовая температура, 0С |
|
– |
46 |
|
Давление насыщения газом, МПа |
|
– |
8,70 |
|
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т |
70,10 |
– 70,50 |
70,30 |
|
Газосодержание при дифференциальном разгазировании, |
|
– |
58,60 |
|
м3/т |
|
|||
|
|
|
||
Р1= Мпа Т1= С |
|
– |
– |
|
Р2= Мпа Т2= С |
|
– |
– |
|
Р3= Мпа Т3=°С |
|
– |
– |
|
Р4= Мпа Т4= С |
|
– |
– |
|
|
|
|
|
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
710,0 |
– 805,0 |
779,0 |
|
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
1,86 |
– 3,05 |
2,34 |
|
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа∙10-4 |
|
– |
12,49 |
|
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С |
|
|
|
|
-при однократном (стандартном) разгазировании |
1,268 |
– 1,627 |
1,460 |
|
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
|
– |
1,285 |
|
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С |
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
22
-при однократном (стандартном) разгазировании |
828,0 – |
863,0 |
843,0 |
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
– |
|
831,0 |
Таблица 1.4
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта О-2 Утевского поднятия
|
Количество |
Диапазон |
Среднее |
|||
Наименование параметра |
исследованных |
|||||
значений |
значение |
|||||
|
скв. |
проб |
||||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
|
4 |
5 |
|
Плотность при 200С, кг/м3 |
24 |
33 |
823,70 |
– 868,70 |
844,9 |
|
Вязкость, мПа∙с |
|
|
|
|
|
|
при 20 0С |
24 |
33 |
4,30 – 28,14 |
8,77 |
||
при 50 0С |
|
|
|
|
|
|
Молярная масса, г/моль |
21 |
26 |
183,20 |
– 235,00 |
196,93 |
|
Температура застывания, °С |
23 |
32 |
-2 – (-20) |
-10 |
||
Массовое содержание, % |
|
|
|
|
|
|
серы |
24 |
33 |
0,86 |
– 2,24 |
1,51 |
|
смол силикагелевых |
23 |
32 |
2,50 – 11,40 |
6,42 |
||
асфальтенов |
23 |
32 |
0,56 |
– 5,40 |
2,47 |
|
парафинов |
23 |
32 |
3,17 |
– 8,97 |
5,08 |
|
воды |
24 |
33 |
отс. – 50,00 |
4,47 |
||
механических примесей |
|
|
|
|
|
|
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
23
ванадий |
|
7 |
7 |
10,00 |
– |
63,00 |
28,00 |
никель |
|
– |
– |
|
– |
|
– |
Температура плавления парафина, 0С |
23 |
31 |
50 |
– |
70 |
61 |
|
Температура начала кипения, 0С |
24 |
33 |
32 |
– |
70 |
52 |
|
Фракционный состав, % |
|
|
|
|
|
|
|
до 100 0С |
|
24 |
33 |
3,0 – 14,0 |
8,0 |
||
до 150 0С |
|
24 |
33 |
14,5 |
– |
24,0 |
19,0 |
до 200 0С |
|
24 |
33 |
24,0 |
– |
36,0 |
30,0 |
до 250 0С |
|
24 |
33 |
35,0 |
– |
46,0 |
40,0 |
до 300 0С |
|
24 |
33 |
43,0 |
– |
60,0 |
50,0 |
Шифр |
технологической |
|
|
II Т1 П2 |
|
|
|
классификации |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
24
Таблица 1.5
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пласта О-2 Утевского поднятия
|
|
|
|
|
Пласт О-2 Утевского поднятия |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
при однократном |
|
при дифференциальном |
|
|
|
||||||||
|
Наименование |
|
разгазировании |
|
разгазировании |
|
пластовая |
||||||||||
|
параметра |
|
пластовой нефти |
|
пластовой нефти |
|
|||||||||||
|
|
|
|
нефть |
|||||||||||||
|
|
|
|
выделившийся |
|
|
нефть |
|
выделившийся |
|
нефть |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
газ |
|
|
|
газ |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
1 |
|
2 |
|
3 |
|
4 |
|
5 |
|
6 |
|
||||||
|
Молярная |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
концентрация |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
компонентов, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- сероводород |
0,19 |
|
|
– |
0,21 |
|
|
– |
0,07 |
|
||||||
|
- углекислый газ |
1,76 |
|
|
– |
1,94 |
|
|
– |
0,58 |
|
||||||
|
- азот + редкие |
9,59 |
|
|
– |
11,41 |
|
|
– |
3,36 |
|
||||||
|
в т.ч. гелий |
|
|
0,023 |
|
|
– |
0,028 |
|
|
– |
|
– |
||||
|
- метан |
|
|
29,25 |
|
0,09 |
|
35,24 |
|
0,04 |
|
10,40 |
|
||||
|
- этан |
|
|
20,81 |
|
0,56 |
|
23,49 |
|
1,01 |
|
7,63 |
|
||||
|
- пропан |
|
|
21,45 |
|
2,45 |
|
18,31 |
|
5,25 |
|
9,09 |
|
||||
|
- изобутан |
|
|
3,33 |
|
0,88 |
|
1,92 |
|
1,72 |
|
1,78 |
|
||||
|
- н. бутан |
|
|
8,66 |
|
3,89 |
|
4,71 |
|
6,11 |
|
5,69 |
|
||||
|
- изопентан |
|
|
2,15 |
|
3,15 |
|
1,02 |
|
3,67 |
|
2,89 |
|
||||
|
- н. пентан |
|
|
1,90 |
|
4,05 |
|
0,98 |
|
4,47 |
|
3,44 |
|
||||
|
- гексаны |
0,90 |
|
8,97 |
|
0,56 |
|
8,68 |
|
6,29 |
|
||||||
|
- гептаны |
0,01 |
|
7,66 |
|
0,15 |
|
6,90 |
|
4,91 |
|
||||||
|
- октаны |
|
– |
|
|
– |
|
– |
|
– |
|
– |
|||||
|
- остаток (С8+высшие) |
|
– |
|
68,30 |
|
0,06 |
|
62,15 |
|
43,87 |
|
|||||
|
Молекулярная масса |
35,15 |
|
196,93 |
|
30,91 |
|
187,15 |
|
141,27 |
|
||||||
|
Плотность: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- газа, кг/м3 |
1,460 |
|
|
– |
1,285 |
|
|
– |
|
– |
||||||
|
- газа относительная |
|
|
1,212 |
|
|
– |
|
|
1,066 |
|
|
– |
|
|
– |
|
|
(по воздуху), доли ед. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
25
- нефти, кг/м3 |
– |
843,0 |
– |
831,0 |
779,0 |
Физико-химические свойства и состав пластовых вод Характеристика химического состава вод пласта О-2 Утевского поднятия приводится по данным исследования
попутной воды скважин 25, 6, 7, 50, 51, 52, 53 на Юго-Западном куполе.
Плотность вод в стандартных условиях составляет 1,1796 г/см3 (в пластовых условиях 1,1638 г/см3), минерализация
275,93 г/дм3. Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 1,05 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет
7,01 г/дм3, магния 1,31 г/дм3, сульфатов 0,93 г/дм3, первая соленость 90,4 %-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,91).
В таблице 1.6 представлены результаты исследований проб пластовых вод пласта О-2 Утевского поднятия Утевского месторождения.
Таблица 1.6
Свойства и состав пластовых вод пласта О-2 Утевского поднятия
|
|
Пласт О-2 |
|
|
|
Утевское поднятие |
|
Наименование параметра |
|
|
Среднее |
|
|
Диапазон изменения |
|
|
|
значение |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
2 |
3 |
Газосодержание, |
м3/м3 |
- |
0,231* |
Плотность воды, |
кг/м3 |
|
|
- в стандартных условиях |
|
1175-1184 |
1179,6 |
- в условиях пласта |
|
1159,3-1168,2 |
1163,8 |
Вязкость в условиях пласта, |
мПа · с |
- |
1,05 |
Консорциум « Н е д р а »