1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Рисунок 1.2 - Геологический профиль Самотлорского месторождения.
В разрезе Самотлорского месторождения выделено 18 продуктивных пластов: ПК1, АВ11-2, АВ13, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0, БВ1, БВ2, БВ80, БВ81-3, БВ10, БВ19, БВ20, БВ21-22, ЮВ1.
Месторождение многопластовое. Всего выявлено 64 залежи, из которых одна газовая (ПК1), четыре – газонефтяных (АВ11-2, АВ13, АВ2-3 и АВ4-5), остальные – нефтяные.
Максимальная площадь нефтеносности (пласт АВ11-2) 65´40 км, этаж нефтеносности от ЮВ1 до ПК1 – 1600м.
Основными продуктивными горизонтами, содержащими более 95 % балансовых запасов нефти по категориям А+В+С1 являются: АВ11-2, АВ13, АВ2-3, АВ4-5, БВ8 и БВ10.
Пластово-сводовая залежь – является основной залежью нефти горизонта АВ4-5. Газовая шапка в сводой части небольшая – занимает всего лишь 2% площади. Этаж нефтеносности залежи 70м, центральная газовая шапку по высоте около 15 метров. ВНК имеет отметку примерно - 1670 - 1690 м, ГНК на отметке - 1615 м.
Водонефтяная зона достаточно обширна, и занимает 90% площади горизонта АВ4-5, ширина от 3 до 15 километров, на большей части 8-12 километров.
В пределах залежи горизонта АВ4-5 были выделены следующие типы разреза:
представленный преимущественно монолитными песчаниками (толщина проницаемого прослоя > 4 м);
представленный чередованием песчано-алевролитовых и глинистых слоев.
Породы, слагающий пласт АВ4-5 достигают толщины в 60-63 метра. Эффективная толщина колеблется в диапазоне от 10 до 53 метров, среднее значение – 31 метр, нефтенасыщенная толщина – 19 метров
1.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов
Характер изменения физических свойств флюидов на месторождении Самотлор такой же как и в залежах, которые не имеют доступа к поверхности и как правило окруженные со всех сторон краевыми водами. Как правило при уменьшении пластового давления и температуры – уменьшается глубина залегания. Так как нефть недонасыщена газом, то и давления их насыщения много ниже пластового. При приближении к водонефтяному контакту снижается газовый фактор, давление насыщения, возрастает плотность и вязкость нефти, и наоборот при приближении к сводам залежи
По составу, классификации ГКЗ самотлорскую нефть можно приурочить к парафинистым, легким, сернистым, малосмолистым и смолистым.
По данным однократного разгазирования газосодержание меняется от 75 м3/т по пласту АВ4-5до 96,6 м3/т по пласту ЮВ1, плотность пластовой нефти от 730 кг/м3 по ачимовской пачке до 774 кг/м3 по пласту АВ11+2, объемный коэффициент от 1,190 по пласту АВ4-5до 1,273 по пласту БВ80, вязкость пластовой нефти от 1,14 мПа*с по пласту БВ10до 2,15 мПа*с по пласту АВ4-5.
По данным ступенчатого разгазирования плотность сепарированной нефти варьирует от 831 кг/м3по пласту ЮВ1 до 849 кг/м3по пласту АВ4-5, газосодержание от 59 м3/т по пласту АВ4-5до 82,9 м3/т по пласту ЮВ1, объемный коэффициент от 1,152 по пласту АВ4-5до 1,213 по пласту ЮВ1.Поскольку данных для получения аналогичных зависимостей для нефтей пластов АВ6-8, БВ0-7, БВ16-22 не имеется, они принимаются для группы АВ6-8по аналогии с пластом АВ4-5, БВ0-7 – БВ8и БВ16-22 – БВ10.
Молярная масса пластовой нефти изменяется от 180 кг/кмоль по пласту ЮВ1 до 201 кг/кмоль по пласту АВ4-5. Нефти всех продуктивных объектов месторождения довольно близки по составу: молярная доля метана в них варьирует от 27 до 34% при характерном преобладании нормальных углеводородов над изомерами, содержание легких углеводородов состава С1-С5, растворенных в разгазированной нефти, изменяется от 7,8 до 12,7%.
По своим физико-химическим свойствам и составу заметно отличаются разгазированные нефти горизонта АВ4-5, для них характерно преобладание изомеров над нормальными углеводородами, а содержание их легкой части значительно меньше и составляет 4,43%.
В поверхностных условиях средняя величина плотности сепарированной нефти изменяется от 841 кг/м3по пласту ЮВ1 до 882 кг/м3по пласту АВ4-5, средняя вязкость сепарированной нефти при 20оС – от 5,7 мм2/.c по пласту БВ10до 18,2 мм2/.c по пласту АВ4-5. Среднее содержание серы изменяется от 0,6% по пласту ЮВ1 до 1,9% по пласту АВ4-5, парафина – от 1,9% по пласту АВ4-5 до 3,8% по пласту БВ81-3, смол селикагелевых - от 3,4 % по пласту ЮВ1 до 6,4% по пласту АВ4-5. Выход фракций до +300оС – от 42,8% по пласту АВ4-5 до 55,6% по пласту ЮВ1.
По всем этим показателям нефти Самотлорского месторождения являются типичными для нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Приобья.
Шифр технологической классификации нефтей продуктивных объектов Самотлорского месторождения II.П2.Т1.
Нефтяной газ стандартной сепарации жирный, метанового состава – среднее содержание СН4 изменяется от 62,78% (БВ8) до 86,90% (АВ4-5), с низким содержанием азота (менее 4%) и углекислого газа (менее 1,5%), сероводород отсутствует. По этим и головным компонентам газ, растворенный в нефти горизонта АВ4-5, заметно отличается от других продуктивных объектов. Прежде всего он более метановый и менее азотистый (содержание N2 составляет 0 – 0,49%), содержит этан в некондиционных количествах, т.е. менее 3,0%, существенно меньше в нем концентрации пропана и бутана.
Газ газовой шапки горизонтов группы АВ1-5 по результатам исследования проб, отобранных в 1969-1974 гг., является сухим и имеет метановый состав (содержание СН4 более 92%), его плотность меняется от 0,705 до 0,753 кг/м3,и составляет в среднем 0,729 кг/ м3, молекулярная масса – от 17,01 до 18,06 при среднем значении 17,57 кг/кмоль. Головные компоненты в рассматриваемом газе содержатся в некондиционных количествах.
В составе газа газовой шапки еще в 70-х годах был выявлен конденсат, однако его свойства и состав остались недоизученными. При последнем пересчете запасов углеводородов Самотлорского месторождения была принята за среднее содержание конденсата в свободном газе величина 126 л/тыс. м3. [1]