6. Физико-химические свойства нефти, газа, воды.

В процессе разведки и пробной эксплуатации на Ермаковской площади проводились комплексные исследования нефтяных объектов. При исследовании скважин отбирались поверхностные и глубинные пробы нефти и растворенного газа.

Физико-химические свойства и компонентный состав нефтей и нефтяных газов Орехово-Ермаковского месторождения изучались на образцах глубинных и поверхностных проб в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии (в дальнейшем преобразованной в ОАО «Тюменская Центральная лаборатория») и в специализированных лабораториях институтов СибНИИНП и НижневартовскНИПИнефть.

Отбор глубинных проб на скважинах производился глубинными пробоотборниками проточного типа ПД-3М и поршневого типа ВПП-300. В качестве основных критериев качества глубинных проб были приняты следующие:

• сопоставимость характеристик параллельно отобранных проб,

• согласованность измеренной величины давления насыщения нефти газом со значениями пластового и забойного давления (т.е. давление насыщения должно быть ниже забойного давления, что соответствует требованию однофазности пластового флюида в точке отбора проб).

Исследование глубинных проб проводилось на установках высокого давления поршневого типа (аппаратура АСМ-300, УИПН-2М, PVT-12). Разгазирование пластовых нефтей проводилось однократным способом и методом ступенчатой сепарации (моделирующим промысловую систему сбора и подготовку продукции скважин). При ступенчатом разгазировании в Тюменской Центральной Лаборатории приняты единые условия сепарации:ступень - давление 4.0 МПа,- давление 0.8 МПа,- 0.2 МПа,V- 0.1 МПа. Температура на всех ступенях составила +20^оС. В лаборатории НижневартовскНИПИнефть нефти исследовались только при однократном разгазировании.

В качестве методического обеспечения исследовательских работ использовались положения и рекомендации отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».

Компонентный состав нефтей и растворенных газов изучался методами газожидкостной хроматографии на приборах типа ЛХМ-80, «Хром-5», «Вариан 3700».

Физико-химическая характеристика и фракционный состав разгазированных нефтей исследовались по типовым методикам, предусмотренным государственными стандартами (перечень ГОСТов приведен в отраслевом стандарте ОСТ 39-112-80).

Пласт ЮВ₁²

Свойства нефти и нефтяного газа пласта ЮВ₁¹ изучены на образцах глубинных проб из скважины 3338 и поверхностных проб из скважины 364Р. Свойства нефти пласта ЮВ₁² приняты с учетом результатов исследования верхнего объекта:

• пластовое давление 24 МПа;

• пластовая температура 92°С;

• давление насыщения 8.3 МПа;

• газосодержание 67.3 м³/сут;

• суммарный газовый фактор 60 м³/сут;

• плотность в условиях пласта 786 кг/м³;

• вязкость в условиях пласта 1.26 мПа*с;

• объемный коэффициент 1.252 д.ед. (табл. 3.1.1).

По данным исследования глубинных проб нефть пласта ЮВ₁² средней и высокой газонасыщенности в среднем 67.3м³/т, маловязкая (в условиях пласта 1.26мПа*с), легкая (786 кг/м³).

Давление насыщения нефти газом около 8-9 МПа.

В процессе дифференциального разгазирования величина газового фактора в среднем составляет 60м³/т. Плотность дегазированной нефти 842кг/м³, плотность выделившегося нефтяного газа - 1.258 кг/м³ (значения плотности приведены к стандартным условиям: 0.1МПа, 20°С). Растворенный газ жирный, с концентрацией метана менее 52%. Суммарное количество неуглеводородных компонентов не превышает 2-3%. Содержание тяжелых углеводородов группы С₆⁺ высшие достигает 33% (табл. 3.1.1).

По материалам исследования поверхностной пробы из скважины 364Р, разгазированная нефть легкая (836кг/м³), маловязкая (3.7мПа*с), малосмолистая (2.66%), парафинистая (1.43%), сернистая (0.99%), с выходом фракции до 350°С более 55% (табл. 2.3.4). Шифр технологической классификации II Т1 П2.

По промыслово-геологическим данным в горизонте ЮВ₁, стратиграфически приуроченного к васюганской свите, выделяются два пласта: ЮВ₁¹и ЮВ₁², перемычка между которыми представлена аргиллитами с прослоями алевролитов (рис. 2.1, 2.2, 2.3, 2.4).

Пласт Ю₁²на Ермаковской площади на дату подсчета запасов был вскрыт 16 поисково-разведочными и 257 эксплуатационными скважинами, из которых в зонах замещения (неколлектора) размещается 7 первых и 16 вторых.

Пласт Ю₁² представлен тремя обособленными нефтяными залежами: северной, западной, восточной и локальными, установленными единичными скважинами (графические приложения 19 и 20). Локальные залежи рассматриваются совместно с основными. Общая площадь их нефтеносности составляет 24485 тыс.м². Непроницаемые прослои между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями залежей отсутствуют.

Северная залежь, имеющая субмеридиональное простирание, установлена в районе скважин №3502, №3187, №1898, №1903 и др. Нефтенасыщенные толщины определены по материалам ГИС и изменяются от 14.0 м (скв. №3203) до полного замещения коллектора глинистыми породами (скв. №344) (графическое приложение 20) и составляет в среднем по ЧНЗ 9.8 м. Абсолютные отметки (а.о.) ВНК варьируют от -2390 м на юге до -2419 м на севере. Залежь – структурно-литологического типа, размером 0.5-1.83.5 км.

С северо-запада к ней примыкает небольшая залежь в районе скважины №419, в которой пласт ЮВ₁²с нефтенасыщенной толщиной 10.7 м вскрыт на отметке -2430.7 м, а а.о. ВНК по данным ГИС – 2444.2 м.

Западная залежь, имеющая субширотное простирание, расположена в районе скважин №345, №1930, №1932, №3280 и др. Нефтеносность доказана испытанием скважины №3329, где при совместном опробовании пластов ЮВ₁¹ и ЮВ₁² получен приток нефти 1.3 м³/сут. Эффективные нефтенасыщенные толщины выделены по результатам ГИС и изменяются от 18.4 м (скв. №1945) до полного замещения (скв. №3285, №345). ВНК отмечаются на а.о. от -2381.2 м до -2413.0 м. Залежь – структурно-литологического типа размером 3.06.5 км.

Между западной и восточной залежами установлены еще две небольшие в районе скв. №3354 и скв. №1162, №3390, которые рассматриваются вместе с западной. В целом с ними по западной залежи среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ) пласта составляет 8.9 м.

Восточная залежь, также имеющая субширотное простирание, установлена скважинами №3325, №1940, №1130 и др. Эффективные нефтенасыщенные толщины и отметки ВНК выделены по материалам ГИС. ВНК меняется по залежи от а.о. –2393 м до –2422.8 м, при этом наблюдается понижение в северо-­восточном направлении. Залежь – структурно-литологического типа размером 1.83.5 км.

С восточной залежью вместе рассматриваются еще две небольшие, установленные в районе скв. №1972, №1973, размером 0.61.2 км и скв. №3400. Для них среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в ЧНЗ пласта имеет наибольшее значение по Ю₁², составляет 13.9 м.

Таким образом, по залежам пласта ЮВ₁²отмечается понижение уровня ВНК в северо-восточном и восточном направлениях.

Доля гидродинамически связанных коллекторов (ГСК) составляет 51%, изменяясь от 45% до 57%, доля прерывистых коллекторов (ПК) изменяется от 10% до 26%, составляя по пласту 18%, а сильно прерывистых коллекторов (СПК) - 13 – 45%, в среднем 31%.

Коэффициент песчанистости (Кп), определенный по геолого-статистическому разрезу (ГСР) относительного содержания доли коллектора в пласте, изменяется от 0.38 до 0.6, в среднем по пласту – 0.489. Доля нефтенасыщенного коллектора толщиной до 2 м составляет 47%, от 2 до 4 м – 17%, более 4 м – 36%.