1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

Пласты БП₁₀¹+БП₁₀² (ранее БП₁₀)

Это основной эксплуатационный объект на Северо-Губкинском месторождении. Ранее он выделялся единым пластом БП₁₀. В настоящее время данный горизонт состоит из 2 продуктивных пластов: БП₁₀¹ и БП₁₀², каждый со своими газожидкостными контактами.

Горизонт БП₁₀ имеет довольно сложное геологическое строение: как ранее, так и в настоящее время залежь в северной части разбита разломами, выделяются обширные зоны глинизации.

Данные пласты довольно хорошо изучены бурением и испытанием. В настоящее время идет интенсивное разбуривание нефтяных оторочек пласта БП₁₀¹. Дебиты нефти достигают 174.5 м³/сут на 8 мм штуцере, а в горизонтальной эксплуатационной скважине № 40 дебит нефти и воды составил, соответственно, 404,1 и 57,3 т/сут при работе с ЭЦН. Вскрытые нефтенасыщенные толщины пласта БП₁₀¹ колеблются от 3 до 16,2 м.

Нижележащий пласт БП₁₀² имеет меньшие размеры, поскольку он большей частью заглинизирован. Продуктивность его выявлена лишь в центральной и южной части пласта. Эксплуатационные характеристики его несколько хуже, чем вышележащего пласта БП₁₀¹. Нефтяная оторочка опробована всего в 3 скважинах, где получены притоки нефти от 2,2 м³/сут до 11,7 т/сут. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,8 до 6.8 м.

В технологической схеме разработки 1992 года данный горизонт рассматривался как единый пласт БП₁₀. Геологические (извлекаемые) запасы нефти на тот период составляли по категориям С₁ – 27881 (9507) тыс.т и по С₂ – 25094 (8783) тыс.т. По состоянию на 1.01.2007 года геологические (извлекаемые) запасы по залежи увеличились и по категории С₁ составляют – 28406 (12955) тыс.т и по С₂ – 39101 (17060) тыс.т. В целом по залежи запасы увеличились 1.6 раз. Произошло это, в основном, за счет уточнения контуров нефтеносности, которые расширились (по категории С₁ площадь нефтеносности увеличилась с 29,98 км² до 59,34 тыс.м³ и увеличения параметров пористости с 0.19 в 1992 году до 0.24 в настоящее время, а также за счет увеличения коэффициента нефтеотдачи с 0,341-0,350 до 0,419-0,456.

Пласт БП₁₀¹ в настоящее время интенсивно разрабатываются.

Пласт БП₁₁¹.

Данный газоконденсатнонефтяной пласт наряду с пластом БП₁₀¹ также является основным эксплуатационным объектом месторождения. Нефтяная оторочка интенсивно разрабатывается. Дебиты нефти достигали 87,4 м³/сут на 8 мм штуцере в разведочной скважине № 74, в эксплуатационных скважинах средний дебит по залежи колеблется в интервале от 20 до 30 т/сут. Вскрытые нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяется от 1,2 до 12,6 м, при толщине нефтяной оторочки до 105 м.

Начальные геологические (извлекаемые) запасы нефти по состоянию на 1.01.07 г по сравнению с 1992 годом изменились незначительно. Так, по категории С₁ запасы нефти уменьшились с 13378 (2898) до 9501 (2699) тыс.т или на 6.8%, а по категории С₂ запасы увеличились с 2548 (637) до 5027 (1495) тыс.т или на 135%. Площадь нефтеносности категории С₁ в настоящее время увеличилась с 25.3 до 47.4 км². При таком увеличение площади нефтеносности при одинаковой средневзвешенной толщине пласта по залежи 4,1 м и 4.01 м в настоящее время, геологические и извлекаемые запасы несколько уменьшились. Произошло это, в основном, за счет уменьшения коэффициента нефтенасыщенности с 0.67 до 0,39-0,54 и коэффициента нефтеотдачи с 0,217 до 0,153.

Объемы нефтесодержащих пород по категории С₂ увеличились с 41,3 до 88,7 тыс. м², геологические и извлекаемые запасы при этом увеличились почти в 2 раза с 2548 (637) до 5027 (1495) тыс.т. Нефтяная оторочка данного пласта введена в промышленную эксплуатацию в 1992 году.

Пласт БП₁₁²

Запасы этого пласта при составлении технологической схемы разработки не рассматривались, т.к. на Государственном балансе не числились, в связи со слабой изученностью данного пласта.

Пласт имеет также довольно сложное строение: разломная тектоника обуславливает различное флюидонасыщение смежных блоков, а наличие обширных зон глинизации уменьшает потенциальные запасы пласта.

Дебиты нефти по нефтяной оторочке изменяются от 2,5 до 58,4 т/сут. Нефтенасыщенные толщины во вскрытых скважинах изменяются от 1 до 8.8 м.

На Государственном балансе по состоянию на 1.01.07 г числятся следующие геологические (извлекаемые) запасы нефти: по категории С₁ – 1821 (436) тыс. т и по категории С₂ – 3346 (696) тыс.т.

В 1998 году нефтяная оторочка данного пласта введена в промышленную разработку.

В целом для физико-химических характеристик нефтей Северо-Губкинского месторождения можно отметить следующие характерные особенности в их дифференциации:

• с глубиной залегания наблюдается уменьшение плотности нефти от 900 кг/м³ (пласт ПК₂₀) до 793 кг/м³ (пласт ПК₁₂²);

• увеличивается выход фракций, выкипающих до 200 ⁰С от 4.8% до 44%;

• уменьшается сверху вниз температура начала кипения от 180 ⁰С до 62 ⁰С;

• увеличивается содержание парафинов от 1.46% (пласт ПК₂₀) до 6,08% (пласт БП₁₂¹).

В среднем по разрезу нефти малосернистые, парафинистые, малосмолистые.

Растворенный в нефти газ, по составу относится к метановому, с увеличением глубины залегания продуктивных пластов содержание метана уменьшается и увеличивается доля тяжелых углеводородных компонентов.

Для газов однократного разгазирования имеет место тенденция их «утяжеления» с возрастом отложений.

Конденсаты Северо-Губкинского месторождения по групповому углеводородному составу можно отнести к метано-нафтеновым. Содержание метановых углеводородов колеблется в пределах 24,45-70,84% вес, нафтеновых 23,55-62,72% вес и ароматических 5,55-24,8% вес.

Плотность конденсатов изменяется в пределах 689-798 кг/м³, молекулярный вес 85-140 Кинематическая вязкость конденсатов при 20 ⁰С изменяется от 0,556 до 1,93 мм²/с.

По фракционному составу конденсаты, в основном, имеют сравнительно невысокую температуру начала кипения (30-70 ⁰С). Более 70% фракций выкипают до 200 ⁰С. Содержание серы в конденсатах незначительно и колеблется в пределах 0,001-0,073%, парафинов - 0-5,18%, смол - 0-4709 мг/100мл.