Покровского месторождения нефть
.pdf16
Пласт Б-2’ бобриковского горизонта залегает на глубине от 1575 м до 1718 м, непосредственно под известняковой пачкой пород «тульской плиты» и развит в основном в виде единичного прослоя фациально неоднородных песчаников.
Коллекторы представлены отложениями песчаников кварцевых и мелкозернистых. Пласт неоднороден, коллекторы по площади структуры имеют прерывистый характер строения. В местах развития коллекторов суммарная эффективная толщина песчаников составляет от 0,6 м (скв. 3105) до 3 м (скв. 425).
Среднее значение коэффициента расчлененности составляет 1 д.ед., песчанистости - 0,7 д.ед.
Отложения пластов Б-2’ и Б-2 разделены между собой пачкой глин, толщина которой варьирует от 0,3 м (скв. 3070) до 3,0 м (скв. 717).
Нижележащий пласт Б-2 залегает на глубине 1576-1730 м. Представлен песчаниками кварцевыми, средне- и
мелкозернистыми с прослоями алевролитов и глин. Общая толщина пласта варьирует в широких пределах и составляет
7,2-24,5 м (соответственно в скв. 36 и скв. 89), что свидетельствует о непостоянстве и изменчивости палеофациальных условий, в которых происходило накопление осадков. Суммарная эффективная толщина коллекторов по скважинам меняется в пределах 1,4-21,4 м.
Среднее значение коэффициента расчлененности составляет 2,9 д.ед., песчанистости - 0,6 д.ед.
Глинистый раздел между пластами Б-2 и Б-3 находится в диапазоне толщин от 0,5 м (скв. 4) до 6 м (скв. 126).
Пласт Б-3 залегает в нижней части бобриковского горизонта на глубине 1592-1740 м. Представлен песчаниками средне- и мелкозернистыми с прослоями алевролитов и глин. Пласт фациально неодонороден. Коллектор рассматриваемого пласта по площади структуры распространен не повсеместно. Общая толщина пласта составляет от
2,3 м (скв. 54) до 12,7 м (скв. 709) при средней толщине 6,6 м. Суммарная эффективная толщина песчаников варьирует
Консорциум « Н е д р а »
17
от 0,8 м (скв. 754) до 8,6 м (скв. 184). По разрезу пласта выделяется 1-2 проницаемых прослоя толщиной 0,6-8,6 м,
разделенных между собой уплотненными глинистыми породами толщиной 0,6-2,6 м.
Среднее значение коэффициента расчлененности составляет 1,5 д.ед., песчанистости - 0,45 д.ед.
Анализ положения водонефтяного контакта свидетельствует о том, что пласт Б-2 связан с пластом Б-3 в
совокупности образуя единый резервуар с ВНК в интервале абсолютных отметок минус 1528,0-1535,5 м, что подтверждается данными опробования.
Пласт Б-2/,Б-2,Б-3 залегает на глубине 1575-1740 м. Общая толщина пласта варьирует в широких пределах и составляет 18-32,6 м (соответственно в скв. 706 и скв. 413). Суммарная эффективная толщина коллекторов пласта по скважинам меняется в пределах 1,9-23,5 м. Суммарные эффективные нефтенасыщенные толщины от 1,0 м (скв. 89, 755)
до 19,7 м (скв. 73).
Залежь пластового типа с довольно обширной водонефтяной зоной, ширина которой меняется в пределах 0,1-2,0
км. Резкое сужение водонефтяной зоны наблюдается на крутом западном крыле структуры, расширение фиксируется в сторону пологого восточного крыла, а также в направлении северо-западного и юго-восточного периклинального окончаний структуры. Общие размеры рассматриваемой залежи составляют 11,4x3,1 км, 28-35 м.
Коллекторские свойства пласта следующие: пористость 21%, нефтенасыщенность – 91%, проницаемость 1076 мД.
Коэффициент песчанистости 0,42 д.ед., коэффициент расчлененности – 4,3 д.ед.
Ниже в таблице 1.1 приведены сведения о гколого-физической характеристике пласта Б-2/, Б-2, Б-3 Покровского месторождения.
Консорциум « Н е д р а »
18
Таблица 1.1
Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Б-2/, Б-2, Б-3 Покровского месторождения
|
|
Б-2/,Б-2,Б-3 |
|
|
Параметры |
Покров- |
Б-2 Кр- |
Б-2 |
|
|
||||
|
ское |
Октябр. |
Томылов. |
|
Средняя глубина залегания кровли, м |
1589 |
1615 |
1590 |
|
|
|
|
|
|
Тип залежи |
пластово- |
неполнопла |
пластовый |
|
сводовый |
стовый |
|||
|
|
|||
|
|
|
|
|
Тип коллектора |
терриген. |
терриген. |
терриген. |
|
|
|
|
|
|
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 |
31860 |
2333 |
1631 |
|
Средняя общая толщина, м |
24,2 |
25,7 |
10,6 |
|
|
|
|
|
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина |
6,7 |
3,2 |
2,2 |
|
|
|
|
|
|
Средняя эффективная водонасыщенная |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент пористости, д. ед. |
0,21 |
0,21 |
0,20 |
|
|
|
|
|
|
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д.ед. |
0,91 |
0,91 |
0,90 |
|
Проницаемость, 10-3мкм2 |
1,076 |
1,076 |
1,028 |
|
Коэффициент песчанистости, д. ед. |
0,42 |
0,49 |
0,53 |
|
|
|
|
|
|
Расчлененность |
4,3 |
5,8 |
2,75 |
|
|
|
|
|
|
Начальная пластовая температура, 0С |
39 |
39 |
39 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
17,3 |
17,3 |
17,3 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с |
3,29 |
3,29 |
3,29 |
|
|
|
|
|
|
Вязкость нефти в поверхностных условиях, |
11,84 |
11,84 |
11,84 |
|
|
|
|
|
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,823 |
0,823 |
0,823 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,852 |
0,852 |
0,852 |
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-1528,0- |
-1538,6- |
-1553,2- |
|
1535,5 |
1542,7 |
1561,5 |
||
|
||||
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,066 |
1,066 |
1,066 |
|
|
|
|
|
|
Пересчетный коэффициент, доли ед. |
0,938 |
0,938 |
0,938 |
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
19
Содержание серы в нефти, % |
0,82 |
0,82 |
0,82 |
|
|
|
|
Содержание парафина в нефти, % |
5,01 |
5,01 |
5,01 |
|
|
|
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
6,05 |
6,05 |
6,05 |
|
|
|
|
Газосодержание, м3/т |
34,50 |
34,50 |
34,50 |
Газосодержание после дифференциль. разгаз, м3/т |
31,60 |
31,60 |
31,60 |
Содержание сероводорода, % |
0,27 |
0,27 |
0,27 |
|
|
|
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с |
1,16 |
1,16 |
1,16 |
|
|
|
|
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 |
1,1742 |
1,1742 |
1,1742 |
Сжимаемость, 1/Мпа*10-4 |
|
|
|
нефти |
9,42 |
9,42 |
9,42 |
|
|
|
|
воды |
2,51 |
2,51 |
2,51 |
|
|
|
|
породы |
4,901 |
4,901 |
5,008 |
|
|
|
|
Плотность газа по воздуху, доли ед. |
0,998 |
0,998 |
0,998 |
|
|
|
|
Коэффициент вытеснения, д. ед. |
0,703 |
0,703 |
0,698 |
|
|
|
|
1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Физико-химические свойства нефти и газа пласта Б-2’, Б-2, Б-3 Покровского поднятия определены по данным исследования десяти глубинных пробы из шести скважин и восьмидесяти поверхностных проб из шестидесяти шести скважин.
По залежи Красно-Октябрьского купола исследования, проведены не в полном объеме, отобранных проб из скважин №24 и №64.
По результатам исследований этих проб и расчётов: плотность пластовой нефти – 823,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (39,0 оС) – 6,05 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 34,50
м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 3,29 мПа·с.
Консорциум « Н е д р а »
20
По результатам расчёта дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 852,0 кг/м3,
газосодержание – 31,60 м3/т, объёмный коэффициент – 1,066, динамическая вязкость разгазированной нефти –
11,84 мПа·с.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти после расчета дифференциальном разгазировании: сероводорода – 1,17%, углекислого газа – 1,62%, азота – 21,09%, гелия – 0,040%, метана – 35,21%, этана
– 20,37%, пропана – 13,83%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 40,91%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,998, а теплотворная способность – 57781,0 кДж/м3.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,82%), смолистая (7,79%),
парафинистая (5,01%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 45,0%.
Свойства пластовой нефти и физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Б-2/, Б-2, Б-3
Покровского месторождения, приведены в таблицах 1.2-1.4Таблица 1.2
Свойства пластовой нефти пласта Б-2/, Б-2, Б-3 Покровского месторождения
|
|
|
Пласт Б-2/, Б-2, Б-3 |
|
|
|
|
Покровсое поднятие |
|
|
Пласт Б-0 |
Пласт Б-2 |
||
|
|
|
||
Наименование параметра |
|
|
Красно-Октябрьский и |
|
|
|
|
Томыловский купола |
|
|
|
|
|
|
|
Диапазон |
Принятые |
Диапазон |
Принятые |
|
изменения |
значения |
изменения |
значения |
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
|
|
|
Пластовое давление, МПа |
– |
17.23 |
– |
17.30 |
|
|
|
|
|
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»
21
Пластовая температура, 0С |
– |
39 |
– |
39 |
||
|
|
|
|
|
||
Давление насыщения газом, МПа |
6,57 – 6,7 |
6.64 |
5,25 – 6,97 |
6.05 |
||
|
|
|
|
|
||
Газосодержание при однократном |
40,6 – 42,3 |
41.40 |
30,6 – 39,5 |
34.50 |
||
разгазировании, м3/т |
||||||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
||
Газсодержание при дифференциальном |
– |
39.10 |
– |
31.60 |
||
разгазировании , м3/т |
||||||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
Р1= 0,37 Мпа |
Т1=17 С |
– |
– |
– |
– |
|
Р2= 0,11 Мпа |
Т2=16 С |
– |
– |
– |
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
Р3= 0,10 Мпа |
Т3=15°С |
– |
– |
– |
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
803,0 – 804,0 |
804.0 |
810,0 – |
823.0 |
||
849,0 |
||||||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
||
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
2,46 – 2,80 |
2.63 |
2,90 – 3,65 |
3.29 |
||
|
|
|
|
|
||
Коэффициент объемной упругости, |
– |
– |
– |
– |
||
1/Мпа∙10-4 |
|
|||||
|
|
|
|
|
||
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
||
-при однократном (стандартном) |
– |
1.347 |
– |
1.382 |
||
разгазировании |
||||||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
||
-при дифференциальном (ступенчатом) |
– |
1.265 |
– |
1.203 |
||
разгазировании |
||||||
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
||
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, |
|
|
|
|
||
при 200С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
-при однократном (стандартном) |
847,0 – 848,0 |
848.0 |
854,0 – |
858.0 |
||
разгазировании |
861,0 |
|||||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
22
-при дифференциальном (ступенчатом) |
– |
846.0 |
– |
852.0 |
|
разгазировании |
|||||
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Таблица 1.3
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Б-2/, Б-2, Б-3 Покровского месторождения
|
Количество |
|
|
|
|
Наименование параметра |
исследованных |
Диапазон |
Среднее |
||
|
|
значений |
значение |
||
|
|
|
|||
|
скв. |
проб |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
|
4 |
5 |
Пласт Б-2/,Б-2,Б-3 (Покровское поднятие) |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Плотность при 200С, кг/м3 |
65 |
86 |
823,00 |
– 866,00 |
858.0 |
Вязкость, мПа∙с |
|
|
|
|
|
при 20 0С |
65 |
84 |
5,25 – 19,40 |
11.84 |
|
при 50 0С |
|
|
|
|
|
Молярная масса, г/моль |
6 |
10 |
215,00 – 233,00 |
225.00 |
|
Температура застывания, С |
3 |
3 |
-6 – (-1) |
-3 |
|
Массовое содержание, % |
|
|
|
|
|
серы |
53 |
66 |
0,11 |
– 1,66 |
0.82 |
смол силикагелевых |
9 |
15 |
4,92 |
– 9,60 |
7.79 |
асфальтенов |
8 |
15 |
0,96 |
– 2,60 |
2.00 |
парафинов |
9 |
15 |
3,30 |
– 7,54 |
5.01 |
воды |
58 |
66 |
2,40 – 50,00 |
36.20 |
|
механических примесей |
– |
– |
|
– |
– |
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
|
|
ванадий |
– |
– |
|
– |
– |
никель |
– |
– |
|
– |
– |
Консорциум « Н е д р а »
23
Температура плавления парафина, 0С |
2 |
2 |
58 |
– 71 |
65 |
|
Температура начала кипения, 0С |
3 |
3 |
42 |
– 49 |
45 |
|
Фракционный состав, % |
|
|
|
|
|
|
до 100 0С |
|
63 |
79 |
1,0 – 10,0 |
5.0 |
|
до 150 0С |
|
64 |
82 |
8,0 – 21,0 |
15.0 |
|
до 200 0С |
|
63 |
82 |
17,0 |
– 34,0 |
25.0 |
до 250 0С |
|
60 |
75 |
28,0 |
– 45,0 |
35.0 |
до 300 0С |
|
62 |
81 |
39,0 |
– 53,0 |
45.0 |
Шифр |
технологической |
|
|
II П2 Т1 |
|
|
классификации |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.4
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пласта Б-2/, Б-2, Б-3 Покровского месторождения
|
|
Пласт Б-2/,Б-2,Б-3 (Покровское поднятие), |
|
||||
|
Б-2 (Красно-Октябрьский и Томыловский купола |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименование |
при однократном |
при дифференциальном |
|
|
|||
параметра |
разгазировании |
разгазировании |
|
пластовая |
|||
|
пластовой нефти |
пластовой нефти |
|
||||
|
|
нефть |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
выделившийся |
нефть |
выделившийся |
нефть |
|
|
|
|
газ |
|
газ |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
|
3 |
4 |
5 |
|
6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Молярная концентрация |
|
|
|
|
|
|
|
компонентов, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
24
- сероводород |
0.63 |
– |
1.17 |
0.07 |
0.27 |
|
|
|
|
|
|
|
|
- углекислый газ |
0.97 |
– |
1.62 |
0.02 |
0.31 |
|
- азот + редкие |
15.33 |
– |
21.09 |
– |
3.84 |
|
в т.ч. гелий |
0.041 |
– |
0.040 |
– |
0.010 |
|
|
|
|
|
|
|
|
- метан |
32.62 |
– |
35.21 |
0.07 |
6.47 |
|
- этан |
17.22 |
0.63 |
20.37 |
0.87 |
4.42 |
|
|
|
|
|
|
|
|
- пропан |
18.20 |
1.28 |
13.83 |
3.17 |
5.11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
- изобутан |
3.13 |
0.55 |
1.78 |
1.13 |
1.25 |
|
- н. бутан |
6.37 |
3.05 |
4.46 |
3.97 |
4.06 |
|
|
|
|
|
|
|
|
- изопентан |
5.53 |
0.31 |
– |
– |
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
- н. пентан |
– |
1.8 |
0.38 |
1.17 |
1.03 |
|
- гексаны |
– |
– |
– |
– |
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
- гептаны |
– |
– |
– |
– |
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
- октаны |
– |
– |
– |
– |
– |
|
- остаток (С8+высшие) |
– |
92.38 |
0.09 |
89.53 |
73.24 |
|
Молекулярная масса |
4.26 |
225.00 |
28.94 |
219.00 |
184.00 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность: |
|
|
|
|
|
|
- газа, кг/м3 |
1.382 |
– |
1.203 |
– |
– |
|
- газа относительная (по |
1.147 |
– |
0.998 |
– |
– |
|
воздуху), доли ед. |
||||||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
- нефти, кг/м3 |
– |
858.0 |
– |
852.0 |
823.0 |
Приток пластовой воды получен при опробовании в колонне скважины 170 (интервал перфорации 1624-1626 м).
Химический состав воды не изучался.
Продуктивные пласты Б-2/, Б-2 и Б-3 залегают близко друг от друга, разрабатываются совместно, пластовые воды их имеют сходный компонентный состав и рассматриваются совместно.
Консорциум « Н е д р а »