Файл: Геологопромысловая характеристика продуктивных отложений в связи с разработкой ЗападноМалобалыкского месторождения.docx

Параметры, метод определения	Пласт ЮС₂
1 Коэффициент пористости
1.1 керн
- количество скважин	3
- количество определений	310
- минимальное значение, д.ед	0.010
- максимальное значение, д.ед	0.175
- среднее значение, д.ед	0.094
1.2 ГИС
- количество скважин	7
- количество определений	196
- минимальное значение, д.ед	0.101
- максимальное значение, д.ед	0.196
- среднее значение, д.ед	0.14
2 Коэффициент проницаемости
2.1 керн
- количество скважин	3
- количество определений	200
- минимальное значение, м²	0.05
- максимальное значение, м²	87.2
- среднее значение, м²	2.7
2.2 ГИС
- количество скважин	7
- количество определений	196
- минимальное значение, мД	0.4
- максимальное значение, мД	27.9
- среднее значение, мД	10.0
2.3 ГДИ (по нефти)
- количество скважин	3
- количество определений	3
- минимальное значение, мД	0.3
- максимальное значение, мД	3.1
- среднее значение, мД	1.3

Горизонт ЮС

Физико-химические свойства нефти и газа определялись по данным, полученным при исследовании семь глубинных проб (из четырёх скважин) методом однократного разгазирования, восемь глубинных проб (из четырёх скважин) методом ступенчатой сепарации и двух поверхностных проб нефти из скважин № 12 и 45 (пласт ЮС₂).

Пласт ЮС₂

Плотность нефти в стандартных условиях по скважине № 45 принимает значение 870 кг/м³, динамическая вязкость нефти при 50˚С – 6,03 мПа*с, вязкость нефти при
20˚С – 15,29 мПа*с, температура начала кипения – 88˚С.

По юрским пластам, несмотря на имеющиеся глубинные пробы нефти, подсчетные параметры нефти приняты по аналогии с соседним Петелинским месторождением. Это связано с тем, что часть проб (скв. 2008, 2009, 2010) отобрана из залежи, где в настоящее время ведется разработка, а в единственной пробе из скв. 705 в составе присутствует вода.

По результатам исследований глубинных проб нефти пластовое давление – 34,5 МПа, давление насыщения колеблется от 3,8 до 16,3 МПа (в среднем – 14,8 МПа), пластовая температура – 99,0С. Плотность пластовой нефти составляет 783 кг/м³, вязкость в условиях пласта – 1,5 мПа·с.

По данным однократного разгазирования газосодержание – 80,6 м³/т, плотность сепарированной нефти – 887 кг/м³, объемный коэффициент – 1,246, плотность газа – 1,14 кг/м³.

По данным ступенчатой сепарации газосодержание – 70,5 м³/т, плотность сепарированной нефти – 883 кг/м³, объёмный коэффициент – 1,181, плотность газа – 1,03 кг/м³(табл. 2.4.1).

Нефть содержит 8,54 % масс. силикагелевых смол, 1,39 %

масс. асфальтенов, 2,55 % масс. парафинов, 1,58 % масс. серы. Температура застывания нефти (-28)˚С. Легких (бензиновых) фракций, выкипающих при температуре до 200˚С – 18 %, а выход светлых фракций до 300˚С – 41 % (табл. 2.4.2).

Молярная масса пластовой нефти 155 г/моль. Содержание метана в пластовой нефти 15,72 % мольных. Суммарное количество углеводородов состава С₂Н₆-С₅Н₁₂ 21,26 % мольных.

Газ однократного разгазирования метанового состава содержит 54,56 % мольных метана, 12,87 % этана, 15,93 % пропана, 2,52 % изобутана, 5,54 % нормального бутана, 2,07 % углекислого газа и 2,09 % азота, молярная масса газа 29,20 г/моль.

Газ ступенчатой сепарации полужирный. Содержание метана в нем 59,56 % мольных, этана 13,71 %, пропана 14,26 %, изобутана 1,84 %, нормального бутана 3,77 % углекислого газа 2,26 %, азота 2,30 % (табл. 2.4.3).

Параметры нефти и газа приняты по результатам ступенчатого разгазирования пластовых проб Петелинского месторождения:

Газосодержание, м3/т	70.5
Плотность сепарированной нефти, кг/м³	883
Объемный коэффициент	1.181
Пересчетный коэффициент	0.847

Исходя из результатов определения физико-химических свойств и компонентного состава нефти при исследовании поверхностных проб соседних месторождений, согласно ГОСТ Р 51858-2002, по плотности нефть относится к типу 2 (средняя), по массовой доле серы – к классу 2 (сернистая). Технологический шифр нефти – IIТП2.

2.2.1 Текущее состояние разработки эксплуатационного объекта. Объект ЮС₂

Объект ЮС₂включает отложения тюменской свиты: на пласте ЮС₂выявлены залежи Северо-Восточная, Западная и Южная, в районе скважины № 705 выделяютсядва пласта ЮС₂¹и ЮС₂², включающие две залежи нефти (рис.8). Все залежи характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами, по классификации А.А.Ханина коллектора относятся к IV-V типу.

На 01.01.2017 г. на Государственном балансе по объекту ЮС₂ числятся следующие запасы:

Начальные геологические запасы (А+B₁) 27 999 тыс. т;

начальные извлекаемые (А+В₁) 5 775 тыс. т;

начальные геологические запасы (А+B₁₊В₂) 44 420 тыс. т;

начальные извлекаемые (А+В₁+В₂) 8 814 тыс. т

На долю категории В₂ приходится 41 % извлекаемых запасов. Утвержденный коэффициент нефтеизвлечения составляет по категории А+В₁ 0,206 д.ед., по категории В₂ 0,189 д.ед., по категориям А+В₁+В₂ 0,224 д.ед..

В 2010 г. в разработку введены две залежи Северо-Восточная и Южная крайняя. Залежи эксплуатируются единичными добывающими скважинами. Разбуренность объекта низкая – менее 5 % площади. Всего в эксплуатации на объекте пребывало 8 добывающих скважины (табл. 3.7.1)