Добавлен: 24.10.2023
Просмотров: 1199
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
слабо слюдистые, с тонкими прослоями алевролита, с различным составом цемента. В скв. 229 отмечено малочисленное содержание растительного углефицированного материала. В скв. 70, 75, 209, 210, 212, 214, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.
Аргиллиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, массивные, местами плитчатые, слюдистые, с редкими прослоями алевролита от светло – до темно-серого, крепкого и песчаника светло-серого.
Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:
Где n – количество образцов.
Пласт АчБВ18 охарактеризован керном в 12 разведочных скважинах (скв. 52, 70, 72, 75, 77, 86, 205, 209, 212, 213, 214, 219). По данным исследования керна пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, местами до крепкого, слабо слюдистые, с различным составом цемента с редкими прослоями алевролита. В скв. 75 отмечены остатки обуглившейся растительности. В скв. 72, 75, 77, 209, 212, 213, 214, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.
Аргиллиты серые, темно-серые, средней крепости, плотные, массивные, плитчатые, слюдистые, с нитевидными прослоями песчаника и алевролита.
Алевролиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, слюдистые, с прослоями светло-серого и темно-серого аргиллита. В скв. 77 встречаются углефицированные прослои.
Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:
Пласт АчБВ19 охарактеризован керном в 7 разведочных скважинах (скв. 65, 70, 77, 205, 209, 212, 219). По данным исследования керна продуктивный пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, слабо слюдистые, с тонкими прослоями аргиллита и алевролита. В скв. 70 отмечены прослои растительного углефицированного детрита. В скв. 70, 77, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.
Аргиллиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, массивные, местами плитчатые, с нитевидными прослоями песчаника, с включением остатков углефицированного материала.
Алевролиты серые, темно-серые, крепкие, плотные.
Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:
Где n – количество образцов.
Продуктивный пласт БВ11 представлен, в основном, песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов.
По данным исследования керна пористость пласта БВ11 изменяется в пределах от 0,5 до 29,9%, составляя в среднем 22,9%, проницаемость меняется от 0,001 до 1522 мД, в среднем 100,8 мД.
Продуктивный пласт БВ10представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. По данным исследования керна, пористость пласта БВ10 меняется от 2,7 до 36%, составляя в среднем 23,7%, проницаемость меняется от 0,001 до 2103 мД, в среднем 71,1 мД.
Пласт ПК20 представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов.
Пористость по керну изменяется от 3,2 до 30,1%, проницаемость от 0,001 до 986 мД. Средняя пористость 20,4%, средняя проницаемость –7,1 мД.
Пласт ПК19 представлен переслаиванием песчаников, песков, аргиллитов и алевролитов.
Пористость изменяется от 2,8 до 30,1%, проницаемость изменяется от 0,04 до 6 мД, средняя 0,44 мД.
2.5 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
Физико-химические свойства нефтей, свободного и растворенного газа и конденсата по залежам месторождения изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб нефти и газа.
Всего по месторождению выполнено 320 качественных анализов, в том числе 144 анализа по 17 поисково-разведочным и 176 анализов по 41 эксплуатационной скважине.
Из продуктивных пластов ПК11, ПК13, ПК18, ПК19, ПК201, ПК21 отобраны и исследованы 17 поверхностных и 3 глубинные пробы нефти.
По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти изменяется в пределах 0,909–0,939 г./см3. Кинематическая вязкость при 20ºС составляет 0,9–3,2 см2/c, при 50ºС – 0,2–0,5 см2/c. Содержание серы составляет 0,35–0,72%, парафинов – 1,12–2,57%, температура плавления парафина 50–57º; асфальтенов – 0,35–1,95%, смол селикагелевых – 4,65–11,11%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 10,5–25,0%.
В целом нефть по залежам пластов ПК является тяжелой, смолистой, сернистой с незначительным выходом светлых фракций.
Пласты группы БВ
Залежи продуктивных пластов группы БВ по характеру насыщения объединены в нефтяные и нефтегазоконденсатные.
К нефтяным относятся залежи продуктивных пластов БВ102 и БВ13. Залежь пласта БВ102 охарактеризована 6 поверхностными и 4 глубинными пробами нефтей.
По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти изменяется в пределах 0,842–0,857 г./см3. Кинематическая вязкость составляет при 20ºС 6,82–9,19 см2/c, при 50ºС – 3,45–4,25 см2/c. Содержание серы изменяется в пределах 0,18–0,30%, парафинов 3,63–5,20%, смол селикагелевых 4,08–6,76%, асфальтенов 0,15–0,58%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 45–50%, молекулярный вес достигает 198–204.
По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность в среднем 0,628 г./см3, сепарированная – 0,833 г./см3. Газосодержание составляет 276,63 м3/т, объемный коэффициент 1,73. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,38 мПа·с, усадка 42,2%.
По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,683 г./см3, сепарированной – 0,811 г./см3. Газосодержание равно 230,29 м3/т, объемный коэффициент 1,45. Давление насыщения в среднем составляет 19,4 МПа.
Нефтегазоконденсатные залежи в пластах БВ9, БВ101, БВ112 охарактеризованы 18 поверхностными и 10 глубинными пробами пластовых нефтей.
По результатам исследования поверхностных проб нефть имеет плотность в среднем равную 0,888 г./см
3. Кинематическая вязкость при 20ºС составляет 48,77 см2/c, при 50ºС – 13,59 см2/c. Содержание серы равно 0,31%, парафинов –2,38%, смол селикагелевых – 7,23%, асфальтенов – 0,67%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 54%, молекулярный вес достигает 256.
По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность 0,706 г./см3, сепарированная – 0,846 г./см3. Газосодержание составляет 185,75 м3/т, объемный коэффициент 1,44, усадка – 29,91%. Динамическая вязкость пластовой нефти 0,94 мПа·с. По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,730 г./см3, сепарированной 0,833 г./см3. Газосодержание равно 153,79 м3/т, объемный коэффициент – 1,32. Давление насыщения составляет 18,1 МПа.
В целом нефти пластов группы БВ являются малосернистыми, парафинистыми, смолистыми.
Пласты группы АчБВ
В группе ачимовских пластов АчБВ14 – АчБВ19 все залежи, кроме газоконденсатных залежей в пласте АчБВ151, являются нефтяными и характеризуются сходством физико-химических свойств нефтей. Всего для залежей нефти приняты для расчетов средних параметров 16 поверхностных и 24 глубинных проб нефти.
По результатам исследования поверхностных проб нефть имеет в среднем плотность 0,828 г./см3. Содержание серы – 0,24%, парафина 3,91%, смол селикагелевых 4,06%, асфальтенов – 0,32%. Выход светлых фракций до 300ºС – 60%.
По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования средняя плотность пластовой нефти – 0,583 г./см3, сепарированной – 0,820 г./см3. Газосодержание – 375 м3/т, объемный коэффициент 1,988, усадка 48,38%, динамическая вязкость пластовой нефти – 0,46 мПа·с.
Таким образом, нефть продуктивных пластов ачимовской толщи является малосернистой, парафинистой, смолистой и относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов.
Горизонт ЮВ1
Залежи нефти горизонта ЮВ1 охарактеризованы исследованиями по 56 поверхностным пробам в 49 скважинах и глубинными пробами: 51 при однократном разгазировании (в 31 скважине) и 19 при ступенчатой (13 скважин) сепарации.
Аргиллиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, массивные, местами плитчатые, слюдистые, с редкими прослоями алевролита от светло – до темно-серого, крепкого и песчаника светло-серого.
Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:
| Пористость, % | Проницаемость, мД | Карбонатность, % | ||||||||
| от | до | среднее/n | от | до | среднее/n | от | до | среднее/n | ||
| Все породы | ||||||||||
| 1.9 | 24.9 | 17.2/83 | 0.01 | 99.2 | 1.59/67 | 0 | 45 | 7.9/80 | ||
| Породы-коллекторы | ||||||||||
| 18.2 | 24.9 | 21.8/54 | 1.6 | 99.2 | 11.85/42 | 0 | 1.9 | 0.7/51 | ||
Где n – количество образцов.
Пласт АчБВ18 охарактеризован керном в 12 разведочных скважинах (скв. 52, 70, 72, 75, 77, 86, 205, 209, 212, 213, 214, 219). По данным исследования керна пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, местами до крепкого, слабо слюдистые, с различным составом цемента с редкими прослоями алевролита. В скв. 75 отмечены остатки обуглившейся растительности. В скв. 72, 75, 77, 209, 212, 213, 214, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.
Аргиллиты серые, темно-серые, средней крепости, плотные, массивные, плитчатые, слюдистые, с нитевидными прослоями песчаника и алевролита.
Алевролиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, слюдистые, с прослоями светло-серого и темно-серого аргиллита. В скв. 77 встречаются углефицированные прослои.
Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:
| Пористость, % | Проницаемость, мД | Карбонатность, % | |||||||
| от | до | среднее/n | от | до | среднее/n | от | до | среднее/n | |
| Все породы | |||||||||
| 2.2 | 25 | 18.1/247 | 0.01 | 91.6 | 1.52/208 | 0.1 | 38.3 | 4.7/237 | |
| Породы-коллекторы | |||||||||
| 17.7 | 25.0 | 21.0/169 | 1.0 | 91.6 | 5.2/139 | 0 | 12.8 | 1.5/162 | |
Пласт АчБВ19 охарактеризован керном в 7 разведочных скважинах (скв. 65, 70, 77, 205, 209, 212, 219). По данным исследования керна продуктивный пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, слабо слюдистые, с тонкими прослоями аргиллита и алевролита. В скв. 70 отмечены прослои растительного углефицированного детрита. В скв. 70, 77, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.
Аргиллиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, массивные, местами плитчатые, с нитевидными прослоями песчаника, с включением остатков углефицированного материала.
Алевролиты серые, темно-серые, крепкие, плотные.
Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:
| Пористость, % | Проницаемость, мД | Карбонатность, % | ||||||||
| от | до | среднее/n | от | до | среднее/n | от | до | среднее/n | ||
| Все породы | ||||||||||
| 3.4 | 23.8 | 17.5/159 | 0.001 | 27.6 | 2.8/125 | 0.2 | 36.8 | 4.2/150 | ||
| Породы-коллекторы | ||||||||||
| 16.8 | 23.8 | 19.6/123 | 1.0 | 27.6 | 4.6/104 | 0.2 | 6.1 | 1.03/117 | ||
Где n – количество образцов.
Продуктивный пласт БВ11 представлен, в основном, песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов.
По данным исследования керна пористость пласта БВ11 изменяется в пределах от 0,5 до 29,9%, составляя в среднем 22,9%, проницаемость меняется от 0,001 до 1522 мД, в среднем 100,8 мД.
Продуктивный пласт БВ10представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. По данным исследования керна, пористость пласта БВ10 меняется от 2,7 до 36%, составляя в среднем 23,7%, проницаемость меняется от 0,001 до 2103 мД, в среднем 71,1 мД.
Пласт ПК20 представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов.
Пористость по керну изменяется от 3,2 до 30,1%, проницаемость от 0,001 до 986 мД. Средняя пористость 20,4%, средняя проницаемость –7,1 мД.
Пласт ПК19 представлен переслаиванием песчаников, песков, аргиллитов и алевролитов.
Пористость изменяется от 2,8 до 30,1%, проницаемость изменяется от 0,04 до 6 мД, средняя 0,44 мД.
2.5 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
Физико-химические свойства нефтей, свободного и растворенного газа и конденсата по залежам месторождения изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб нефти и газа.
Всего по месторождению выполнено 320 качественных анализов, в том числе 144 анализа по 17 поисково-разведочным и 176 анализов по 41 эксплуатационной скважине.
Свойства нефтей
Пласты группы ПК
Из продуктивных пластов ПК11, ПК13, ПК18, ПК19, ПК201, ПК21 отобраны и исследованы 17 поверхностных и 3 глубинные пробы нефти.
По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти изменяется в пределах 0,909–0,939 г./см3. Кинематическая вязкость при 20ºС составляет 0,9–3,2 см2/c, при 50ºС – 0,2–0,5 см2/c. Содержание серы составляет 0,35–0,72%, парафинов – 1,12–2,57%, температура плавления парафина 50–57º; асфальтенов – 0,35–1,95%, смол селикагелевых – 4,65–11,11%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 10,5–25,0%.
В целом нефть по залежам пластов ПК является тяжелой, смолистой, сернистой с незначительным выходом светлых фракций.
Пласты группы БВ
Залежи продуктивных пластов группы БВ по характеру насыщения объединены в нефтяные и нефтегазоконденсатные.
К нефтяным относятся залежи продуктивных пластов БВ102 и БВ13. Залежь пласта БВ102 охарактеризована 6 поверхностными и 4 глубинными пробами нефтей.
По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти изменяется в пределах 0,842–0,857 г./см3. Кинематическая вязкость составляет при 20ºС 6,82–9,19 см2/c, при 50ºС – 3,45–4,25 см2/c. Содержание серы изменяется в пределах 0,18–0,30%, парафинов 3,63–5,20%, смол селикагелевых 4,08–6,76%, асфальтенов 0,15–0,58%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 45–50%, молекулярный вес достигает 198–204.
По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность в среднем 0,628 г./см3, сепарированная – 0,833 г./см3. Газосодержание составляет 276,63 м3/т, объемный коэффициент 1,73. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,38 мПа·с, усадка 42,2%.
По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,683 г./см3, сепарированной – 0,811 г./см3. Газосодержание равно 230,29 м3/т, объемный коэффициент 1,45. Давление насыщения в среднем составляет 19,4 МПа.
Нефтегазоконденсатные залежи в пластах БВ9, БВ101, БВ112 охарактеризованы 18 поверхностными и 10 глубинными пробами пластовых нефтей.
По результатам исследования поверхностных проб нефть имеет плотность в среднем равную 0,888 г./см
3. Кинематическая вязкость при 20ºС составляет 48,77 см2/c, при 50ºС – 13,59 см2/c. Содержание серы равно 0,31%, парафинов –2,38%, смол селикагелевых – 7,23%, асфальтенов – 0,67%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 54%, молекулярный вес достигает 256.
По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность 0,706 г./см3, сепарированная – 0,846 г./см3. Газосодержание составляет 185,75 м3/т, объемный коэффициент 1,44, усадка – 29,91%. Динамическая вязкость пластовой нефти 0,94 мПа·с. По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,730 г./см3, сепарированной 0,833 г./см3. Газосодержание равно 153,79 м3/т, объемный коэффициент – 1,32. Давление насыщения составляет 18,1 МПа.
В целом нефти пластов группы БВ являются малосернистыми, парафинистыми, смолистыми.
Пласты группы АчБВ
В группе ачимовских пластов АчБВ14 – АчБВ19 все залежи, кроме газоконденсатных залежей в пласте АчБВ151, являются нефтяными и характеризуются сходством физико-химических свойств нефтей. Всего для залежей нефти приняты для расчетов средних параметров 16 поверхностных и 24 глубинных проб нефти.
По результатам исследования поверхностных проб нефть имеет в среднем плотность 0,828 г./см3. Содержание серы – 0,24%, парафина 3,91%, смол селикагелевых 4,06%, асфальтенов – 0,32%. Выход светлых фракций до 300ºС – 60%.
По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования средняя плотность пластовой нефти – 0,583 г./см3, сепарированной – 0,820 г./см3. Газосодержание – 375 м3/т, объемный коэффициент 1,988, усадка 48,38%, динамическая вязкость пластовой нефти – 0,46 мПа·с.
Таким образом, нефть продуктивных пластов ачимовской толщи является малосернистой, парафинистой, смолистой и относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов.
Горизонт ЮВ1
Залежи нефти горизонта ЮВ1 охарактеризованы исследованиями по 56 поверхностным пробам в 49 скважинах и глубинными пробами: 51 при однократном разгазировании (в 31 скважине) и 19 при ступенчатой (13 скважин) сепарации.