Файл: Каменный лицензионный участок (западная часть) Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 289
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
0 углеводородов из других источников и отбраковать результаты исследований по данной скважине.
Таким образом, по глубинным совместным пробам с нижележащими пластами, нефти пласта ЮК0 малосернистые (содержание серы в среднем 0,15 %), малосмолистые (2,3 %), преимущественно парафиновые (3,6 %). Выход светлых фракций с температурой кипения до 150 оС составил 8-65 %.
Нефти пласта легкие, с незначительной вязкостью. По результатам однократного разгазирования плотность сепарированной нефти составила 0,818-0,828 г/см3, вязкость – 0,32-0,35 мПа*с.
По результатам ступенчатой сепарации плотность сепарированной нефти составила 0,808 г/см3, газосодержание – 208 м3/т, объемный коэффициент – 1,544, давление насыщения – 22,4 МПа.
В составе газа, полученного при ступенчатой сепарации, на долю метана приходится 67,83 %, содержание этана составляет 17,4 %, пропана – 8,79 %, бутанов – 1,9 %, тяжёлых углеводородов – 0,5 %, углекислого газа и азота, соответственно, 2,8 и 0,15 %.
Плотность нефти по пласту ЮК0 составляет 0,808 г/см3.
Пласт ЮК1 самостоятельными исследованиями нефти не охарактеризован.
При анализе поверхностных проб нефтей, отобранных при совместном испытании пластов ЮК0, ЮК1 и ДЮК получены результаты, аналогичные результатам исследования нефтей пласта ЮК0. Параметры, характеризующие свойства нефти, принимались по аналогии с пластом ЮК0.
Пласт П самостоятельными исследованиями глубинных проб нефти охарактеризован в четырех скважинах: № 56, № 58, № 5268 и № 4819. При этом пробы из скважины № 5268 имеют нехарактерно низкую плотность пластовой нефти – 0,580 г/см3 и нехарактерно низкое содержание метана в растворенном газе – 36 %. Все это не позволяет использовать результаты исследований из этой скважины для обоснования подсчетных параметров.
Кроме того, в скважине 69 отобраны глубинные пробы при совместном испытании пласта П, базального горизонта и отложений доюрского комплекса. Эти пробы также не были учтены при обосновании подсчетных параметров.
По результатам исследований поверхностных проб нефти пласта П малосернистые (содержание серы – 0,08-0,24 %), малосмолистые (0,1-2,65 %), парафиновые (1,88-4,2 %). Выход светлых фракций с температурой кипения до 150 оС составил 8,5-35,0 %.
Нефти пласта легкие, с незначительной вязкостью. По результатам однократного разгазирования плотность сепарированной нефти составила 0,812-0,819 г/см3, вязкость – 0,29-0,36 мПа*с.
По результатам ступенчатой сепарации плотность сепарированной нефти составила 0,805 г/см3, газосодержание – 191,0 м3/т, объемный коэффициент – 1,536, давление насыщения – 17,1 МПа.
Растворенный газ высокожирный, по результатам ступенчатой сепарации на долю метана приходится 57,8 %, содержание этана составляет 20,3 %, пропана –12,6 %, бутанов – 3,6 %, углекислого газа и азота, соответственно, 3,02 и 0,3 %.
Пласты тюменской свиты охарактеризованы исследованиями физико-химических свойств нефтей крайне слабо. Глубинные пробы отбирались в трех скважинах из пласта ЮК2-4 (скв. 4, 94 и 572), и в трех (скв. 68 ,573 и 1150) при совместном испытании пластов ЮК2-4, базального горизонта и пласта П.
При этом по скважинам № 4 и № 1150 исследования проведены не в полном объеме, а только методом однократной сепарации, что не позволяет использовать их для обоснования подсчетных параметров.
Поверхностными пробами нефти пласты тюменской свиты охарактеризованы более полно. Пробы были отобраны как из пласта ЮК2-ЮК4, так и из пластов ЮК4, ЮК5 и при совместном опробовании пластов ЮК2 – ЮК6. По результатам исследований поверхностных проб нефти пластов тюменской свиты имеют сходные физико-химические свойства, что позволяет рекомендовать принять для подсчета запасов параметры, характеризующие свойства нефти, для пластов ЮК5-ЮК8-9 по аналогии с пластами ЮК2-ЮК4.
Таким образом, нефти пластов тюменской свиты легкие (плотность разгазированной нефти по результатам ступенчатой сепарации 0,814 г/см3), малосмолистые (0,14-5,0 %), малосернистые (0,02-0,44 %), преимущественно парафиновые и высокопарафиновые (0,11‑17,4 %), с незначительной вязкостью 0,46 мПа*с.
Растворенный газ высокожирный, с содержанием метана 62,7 %, этана – 18,6 %, пропана – 11,0 %, бутанов – 3,5 %.
По базальному горизонту
отобраны и исследованы глубинные пробы из пяти скважин и шесть поверхностных проб из скважины № 13.
Не кондиционными признаны исследованные пробы из скважины № 111. Полученные результаты очень сильно отличаются между собой особенно по газосодержанию и давлению насыщения. Глубина отбора пробы на 1040 м выше интервала перфорации, что вероятно и привело к не качественному отбору проб.
Нефти базального горизонта легкие (плотность разгазированной нефти по результатам ступенчатой сепарации 0,803 г/см3), малосмолистые (0,02-2,71 %), малосернистые (0,1‑0,16 %), преимущественно парафиновые (0,06-8,3 %), с незначительной вязкостью 0,39 мПа*с.
В составе газа, полученного при ступенчатой сепарации, на долю метана приходится 62,3 %, содержание этана составляет 19,2 %, пропана – 11,2 %, бутанов – 3,5 %, углекислого газа и азота, соответственно, 3,5 и 0,26 %. Содержание гелия в газе не определялось. Плотность газа составляет 1,05 кг/м3.
Пласт БГ2 охарактеризован глубинными пробами из двух скважин № 82 и № 84 и одной поверхностной пробой из скважины 71.
Нефти пласта БГ2 легкие, плотность разгазированной нефти по результатам ступенчатой сепарации 0,800 г/см3, с незначительной вязкостью 0,25 мПа*с.
Поверхностными пробами нефти пласта охарактеризованы только в скважине № 71. Нефть данной пробы смолистая (7,58 %), сернистая (0,73 %), парафиновая (2,54 %).
По отложения ДЮК исследованы глубинные пробы по четырем скважинам. Из них две скважины № 550р и № 551р отбракованы.
Глубина отбора проб в скважине № 550 существенно выше интервала перфорации (на 530 м), что привело к разгазированию нефти в стволе скважины и некачественному отбору проб. Об этом свидетельствуют различия в свойствах по разным пробоотборникам одной скважины. Так давление насыщения по результатам однократного разгазирования глубинных проб изменяется от 9,0 до 21,4 МПа, газосодержание – от 146 до 351 м3/т, объемный коэффициент – от 1,569 до 2,089.
Большой разброс свойств по пробоотборникам и аномальные значения параметров наблюдаются и в скважине № 551. Давление насыщения по результатам однократного разгазирования глубинных проб изменяется от 15,9 до 19,8 МПа, газосодержание – от 355 до 908 м3/т, объемный коэффициент – от 2,059 до 4,055.
Обе эти скважины не учитывались при обосновании подсчетных параметров.
По качественным пробам нефти отложений доюрского комплекса лёгкие, плотность сепарированной нефти по результатам ступенчатой сепарации 0,817 г/см
3, газосодержание – 232 м3/т, объемный коэффициент – 1,659.
По результатам исследования поверхностных проб нефти малосмолистые (0,15‑4,01 %), малосернистые (0,04-0,3 %), преимущественно парафиновые (0,22-4,6 %).
Содержание основных ионов в водах викуловской свиты следующее: хлора –
от 5957 до 10454 мг/л (среднее – 8357 мг/л), натрия+калия – 3980-8176 мг/л (среднее – 5405 мг/л), кальция – 40-361 мг/л (среднее – 162 мг/л), гидрокарбонат-иона содержится от 76 до 1281 мг/л (среднее – 840 мг/л), магния – 17-280 мг/л (среднее – 111 мг/л).
По данным анализов пластовые воды преимущественно хлоридно-магниевого типа (по В.А. Сулину).
Средний состав пластовых вод викуловской свиты по данным расширенного анализа проб, отобранных до начала разработки, отображен в виде круговой диаграммы
(Рисунок 2 .2). Около 92,6 % концентрации солей в водах обеспечено хлоридом натрия (с небольшой примесью хлорида калия).
Рисунок 2.2 – Ионно-солевой состав пластовых вод отложений викуловской свиты
Из микроэлементов в водах обнаружены ионы аммония (9,6 мг/л), бора (80 мг/л), брома (35,8 мг/л) и кремнекислоты (в среднем около 41 мг/л), йода (10,2 мг/л) и двухвалентного железа (44,3 мг/л). Содержание нафтеновых кислот составляет 0,26 мг/л. Единичные определения микроэлементов и отсутствие специальных исследований и расчетов не позволяют однозначно судить об их промышленном содержании в пластовых водах викуловской свиты.
Значения pH пластовых вод изменяются в пределах от 5 до 8,8, средние значения составляют около 7,53. По средним значениям pH воды викуловской свиты Каменной площади можно отнести к слабощелочному типу. Преобладание концентраций хлора и натрия, а также значительная минерализация и показатель pH могут являться фактором отнесения данных вод к седиментационным водам «морского» генезиса, подвергшихся метаморфизации (по гидрогеохимическому коэффициенту rNa/rCl). В катионной части наблюдается характерное для вод морского типа распределение основных катионов, а в анионной части наблюдается отсутствие или следы сульфатов. По результатам лабораторного анализа пластовые воды имеют низкую сульфатность (SO4/CL*100 = 0,12). Приведенные данные указывают на высокую степень закрытости недр, благоприятную для сохранения залежей УВ, что повышает перспективность изучаемого комплекса пород в нефтегазоносном отношении.
Воды викуловской свиты можно отнести к очень жестким, что исключает возможность их использования для хозяйственно-питьевого водоснабжения.
Таким образом, по глубинным совместным пробам с нижележащими пластами, нефти пласта ЮК0 малосернистые (содержание серы в среднем 0,15 %), малосмолистые (2,3 %), преимущественно парафиновые (3,6 %). Выход светлых фракций с температурой кипения до 150 оС составил 8-65 %.
Нефти пласта легкие, с незначительной вязкостью. По результатам однократного разгазирования плотность сепарированной нефти составила 0,818-0,828 г/см3, вязкость – 0,32-0,35 мПа*с.
По результатам ступенчатой сепарации плотность сепарированной нефти составила 0,808 г/см3, газосодержание – 208 м3/т, объемный коэффициент – 1,544, давление насыщения – 22,4 МПа.
В составе газа, полученного при ступенчатой сепарации, на долю метана приходится 67,83 %, содержание этана составляет 17,4 %, пропана – 8,79 %, бутанов – 1,9 %, тяжёлых углеводородов – 0,5 %, углекислого газа и азота, соответственно, 2,8 и 0,15 %.
Плотность нефти по пласту ЮК0 составляет 0,808 г/см3.
Пласт ЮК1 самостоятельными исследованиями нефти не охарактеризован.
При анализе поверхностных проб нефтей, отобранных при совместном испытании пластов ЮК0, ЮК1 и ДЮК получены результаты, аналогичные результатам исследования нефтей пласта ЮК0. Параметры, характеризующие свойства нефти, принимались по аналогии с пластом ЮК0.
Пласт П самостоятельными исследованиями глубинных проб нефти охарактеризован в четырех скважинах: № 56, № 58, № 5268 и № 4819. При этом пробы из скважины № 5268 имеют нехарактерно низкую плотность пластовой нефти – 0,580 г/см3 и нехарактерно низкое содержание метана в растворенном газе – 36 %. Все это не позволяет использовать результаты исследований из этой скважины для обоснования подсчетных параметров.
Кроме того, в скважине 69 отобраны глубинные пробы при совместном испытании пласта П, базального горизонта и отложений доюрского комплекса. Эти пробы также не были учтены при обосновании подсчетных параметров.
По результатам исследований поверхностных проб нефти пласта П малосернистые (содержание серы – 0,08-0,24 %), малосмолистые (0,1-2,65 %), парафиновые (1,88-4,2 %). Выход светлых фракций с температурой кипения до 150 оС составил 8,5-35,0 %.
Нефти пласта легкие, с незначительной вязкостью. По результатам однократного разгазирования плотность сепарированной нефти составила 0,812-0,819 г/см3, вязкость – 0,29-0,36 мПа*с.
По результатам ступенчатой сепарации плотность сепарированной нефти составила 0,805 г/см3, газосодержание – 191,0 м3/т, объемный коэффициент – 1,536, давление насыщения – 17,1 МПа.
Растворенный газ высокожирный, по результатам ступенчатой сепарации на долю метана приходится 57,8 %, содержание этана составляет 20,3 %, пропана –12,6 %, бутанов – 3,6 %, углекислого газа и азота, соответственно, 3,02 и 0,3 %.
Пласты тюменской свиты охарактеризованы исследованиями физико-химических свойств нефтей крайне слабо. Глубинные пробы отбирались в трех скважинах из пласта ЮК2-4 (скв. 4, 94 и 572), и в трех (скв. 68 ,573 и 1150) при совместном испытании пластов ЮК2-4, базального горизонта и пласта П.
При этом по скважинам № 4 и № 1150 исследования проведены не в полном объеме, а только методом однократной сепарации, что не позволяет использовать их для обоснования подсчетных параметров.
Поверхностными пробами нефти пласты тюменской свиты охарактеризованы более полно. Пробы были отобраны как из пласта ЮК2-ЮК4, так и из пластов ЮК4, ЮК5 и при совместном опробовании пластов ЮК2 – ЮК6. По результатам исследований поверхностных проб нефти пластов тюменской свиты имеют сходные физико-химические свойства, что позволяет рекомендовать принять для подсчета запасов параметры, характеризующие свойства нефти, для пластов ЮК5-ЮК8-9 по аналогии с пластами ЮК2-ЮК4.
Таким образом, нефти пластов тюменской свиты легкие (плотность разгазированной нефти по результатам ступенчатой сепарации 0,814 г/см3), малосмолистые (0,14-5,0 %), малосернистые (0,02-0,44 %), преимущественно парафиновые и высокопарафиновые (0,11‑17,4 %), с незначительной вязкостью 0,46 мПа*с.
Растворенный газ высокожирный, с содержанием метана 62,7 %, этана – 18,6 %, пропана – 11,0 %, бутанов – 3,5 %.
По базальному горизонту
отобраны и исследованы глубинные пробы из пяти скважин и шесть поверхностных проб из скважины № 13.
Не кондиционными признаны исследованные пробы из скважины № 111. Полученные результаты очень сильно отличаются между собой особенно по газосодержанию и давлению насыщения. Глубина отбора пробы на 1040 м выше интервала перфорации, что вероятно и привело к не качественному отбору проб.
Нефти базального горизонта легкие (плотность разгазированной нефти по результатам ступенчатой сепарации 0,803 г/см3), малосмолистые (0,02-2,71 %), малосернистые (0,1‑0,16 %), преимущественно парафиновые (0,06-8,3 %), с незначительной вязкостью 0,39 мПа*с.
В составе газа, полученного при ступенчатой сепарации, на долю метана приходится 62,3 %, содержание этана составляет 19,2 %, пропана – 11,2 %, бутанов – 3,5 %, углекислого газа и азота, соответственно, 3,5 и 0,26 %. Содержание гелия в газе не определялось. Плотность газа составляет 1,05 кг/м3.
Пласт БГ2 охарактеризован глубинными пробами из двух скважин № 82 и № 84 и одной поверхностной пробой из скважины 71.
Нефти пласта БГ2 легкие, плотность разгазированной нефти по результатам ступенчатой сепарации 0,800 г/см3, с незначительной вязкостью 0,25 мПа*с.
Поверхностными пробами нефти пласта охарактеризованы только в скважине № 71. Нефть данной пробы смолистая (7,58 %), сернистая (0,73 %), парафиновая (2,54 %).
По отложения ДЮК исследованы глубинные пробы по четырем скважинам. Из них две скважины № 550р и № 551р отбракованы.
Глубина отбора проб в скважине № 550 существенно выше интервала перфорации (на 530 м), что привело к разгазированию нефти в стволе скважины и некачественному отбору проб. Об этом свидетельствуют различия в свойствах по разным пробоотборникам одной скважины. Так давление насыщения по результатам однократного разгазирования глубинных проб изменяется от 9,0 до 21,4 МПа, газосодержание – от 146 до 351 м3/т, объемный коэффициент – от 1,569 до 2,089.
Большой разброс свойств по пробоотборникам и аномальные значения параметров наблюдаются и в скважине № 551. Давление насыщения по результатам однократного разгазирования глубинных проб изменяется от 15,9 до 19,8 МПа, газосодержание – от 355 до 908 м3/т, объемный коэффициент – от 2,059 до 4,055.
Обе эти скважины не учитывались при обосновании подсчетных параметров.
По качественным пробам нефти отложений доюрского комплекса лёгкие, плотность сепарированной нефти по результатам ступенчатой сепарации 0,817 г/см
3, газосодержание – 232 м3/т, объемный коэффициент – 1,659.
По результатам исследования поверхностных проб нефти малосмолистые (0,15‑4,01 %), малосернистые (0,04-0,3 %), преимущественно парафиновые (0,22-4,6 %).
Состав пластовых вод
Содержание основных ионов в водах викуловской свиты следующее: хлора –
от 5957 до 10454 мг/л (среднее – 8357 мг/л), натрия+калия – 3980-8176 мг/л (среднее – 5405 мг/л), кальция – 40-361 мг/л (среднее – 162 мг/л), гидрокарбонат-иона содержится от 76 до 1281 мг/л (среднее – 840 мг/л), магния – 17-280 мг/л (среднее – 111 мг/л).
По данным анализов пластовые воды преимущественно хлоридно-магниевого типа (по В.А. Сулину).
Средний состав пластовых вод викуловской свиты по данным расширенного анализа проб, отобранных до начала разработки, отображен в виде круговой диаграммы
(Рисунок 2 .2). Около 92,6 % концентрации солей в водах обеспечено хлоридом натрия (с небольшой примесью хлорида калия).
Рисунок 2.2 – Ионно-солевой состав пластовых вод отложений викуловской свиты
Из микроэлементов в водах обнаружены ионы аммония (9,6 мг/л), бора (80 мг/л), брома (35,8 мг/л) и кремнекислоты (в среднем около 41 мг/л), йода (10,2 мг/л) и двухвалентного железа (44,3 мг/л). Содержание нафтеновых кислот составляет 0,26 мг/л. Единичные определения микроэлементов и отсутствие специальных исследований и расчетов не позволяют однозначно судить об их промышленном содержании в пластовых водах викуловской свиты.
Значения pH пластовых вод изменяются в пределах от 5 до 8,8, средние значения составляют около 7,53. По средним значениям pH воды викуловской свиты Каменной площади можно отнести к слабощелочному типу. Преобладание концентраций хлора и натрия, а также значительная минерализация и показатель pH могут являться фактором отнесения данных вод к седиментационным водам «морского» генезиса, подвергшихся метаморфизации (по гидрогеохимическому коэффициенту rNa/rCl). В катионной части наблюдается характерное для вод морского типа распределение основных катионов, а в анионной части наблюдается отсутствие или следы сульфатов. По результатам лабораторного анализа пластовые воды имеют низкую сульфатность (SO4/CL*100 = 0,12). Приведенные данные указывают на высокую степень закрытости недр, благоприятную для сохранения залежей УВ, что повышает перспективность изучаемого комплекса пород в нефтегазоносном отношении.
Воды викуловской свиты можно отнести к очень жестким, что исключает возможность их использования для хозяйственно-питьевого водоснабжения.