ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.12.2023
Просмотров: 222
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
13), баженовской (пласты ЮС0 и ЮС01) и васюганской (пласт ЮС11) свит Сургутского свода – всего 12 продуктивных пластов; за пределами Кустового ЛУ (на Восточно-Ягунской площади, являющейся частью нераспределенного фонда) - в терригенных отложениях сортымской свиты (пласт БС112), ачимовской толщи (пласты Ач11, Ач12 и Ач13), баженовской (пласт ЮС01) и васюганской (пласт ЮС11) свит Сургутского свода – всего шесть продуктивных пластов.
В целом по Кустовому месторождению начальные геологические / извлекаемые запасы нефти утверждены ГКЗ Роснедра (протокол №1888-дсп от 27.03.2009 г.) в объеме 145242 / 42859 тыс.т, в том числе по категории ВС1 – 83843 / 29132 тыс.т (57,7% / 68%), по категории С2 – 61399 / 13727 тыс.т (42,3% / 32%), что свидетельствует о недостаточно высокой степени разведанности рассматриваемой территории.
В пределах Кустового ЛУ начальные геологические / извлекаемые запасы нефти утверждены в объеме 80401 / 29005 тыс.т, в том числе по категории ВС1 – 68654 / 25479 тыс.т (85,4% / 87,8%), по категории С2 – 11747 / 3526 тыс.т (14,6% / 12,2%). Основные запасы нефти сосредоточены в пластах БС111 (39,7%), БС112 (20,8%) и ЮС11 (10,1%).
За пределами Кустового ЛУ (Восточно-Ягунская площадь, территория нераспределенного фонда) начальные геологические / извлекаемые запасы нефти утверждены в объеме 64841 / 13854 тыс.т, в том числе по категории ВС1 – 15189 / 3653 тыс.т (23,4% / 26,4%), по категории С2 – 49652 / 10201 тыс.т (76,6% / 73,6%). Основные запасы нефти сосредоточены в пластах Ач11 (53,5%), Ач12 (23,5%) и ЮС11 (19%).
2.5 Физико-химическая характеристика нефти и газа
Для изучения физико-химических свойств нефти и газа растворённого в нефти на месторождении было проанализировано 59 поверхностных и 10 глубинных проб нефти, 52 устьевые пробы газа.Горизонт Ю-1 охарактеризован 17 анализами поверхностных проб нефти (15 скважин), 4 анализами глубинных проб нефти (2 скважины), 13 анализами углеводородного (3скважины) и 6 анализами (6 скважин) индивидуального составов нефти. Газ представлен 18 определениями устьевых проб (15 скважин).Нефть горизонта средней плотности (1854 кг/м3), сернистая (0,78%), смолистая (5,02%), парафиновая (1,97%). По углеводородному составу – смешанного типа: метановых углеводородов до 57%, нафтеновых до 2%, ароматических до 23%.Растворённый газ метанового состава до 79%. По пласту 1Ю1 имеются глубинные пробы нефти по двум скважинам (405 и 408). Газосодержание невысоко, по ступенчатому разгазированию в среднем 90 м
3/т, усадка – 18%, плотность пластовой нефти составляет 743 кг/м3.
На ачимовской толще нефть изучалась по пяти поверхностным пробам (4 скважины)- газ по 9 устьевым проб (7 скважин).
Нефть средней плотности (857 кг/м3), сернистая (0,78%), смолистая (5,31%), парафиновая (2,09% ). По углеродному составу нефть смешанного типа: метановых – 57%, парафиновых – 24%, на дистиллятную часть. Газ метанового состава (до 90% ), содержание азота варьирует в пределах 1,6-16%, аргона от 0,003% до 0,111%.
Горизонт БС11. Нефть представлена 14 поверхностными пробами нефти из 9 скважин, 5 глубинными пробами из двух скважин, 3 анализами углеводородного состава. Растворённый газ – 13 пробами из 9 скважин.
Нефть горизонта средней плотности (863 кг/м3), смолистая (6,3%), сернистая (0,8%), парафиновая (2,4%). По углеродному составу нефть метаново – нафтеновая: метановых до 55%, нафтеновых до 42% на дистиллятную часть.
Газосодержание (ступенчатая сепарация) составляет в среднем 63 м3/т, объёмный коэффициент – 1,151, усадка 13,09 %.Газ метановый, содержание метана составляет 91%. Содержание азота в среднем порядка 6%. Количество аргона 0,014-0,062%.Горизонт БС11 включает в себя два пласта 1БС11и 2БС11.
В основном нефти по свойствам близки между собой по обоим пластам.
В таблице 1.1. представлены средние значения основных параметров нефти по поверхностным пробам.
Таблица 1.1. Средние значения параметров нефти по поверхностным пробам.
В целом по Кустовому месторождению начальные геологические / извлекаемые запасы нефти утверждены ГКЗ Роснедра (протокол №1888-дсп от 27.03.2009 г.) в объеме 145242 / 42859 тыс.т, в том числе по категории ВС1 – 83843 / 29132 тыс.т (57,7% / 68%), по категории С2 – 61399 / 13727 тыс.т (42,3% / 32%), что свидетельствует о недостаточно высокой степени разведанности рассматриваемой территории.
В пределах Кустового ЛУ начальные геологические / извлекаемые запасы нефти утверждены в объеме 80401 / 29005 тыс.т, в том числе по категории ВС1 – 68654 / 25479 тыс.т (85,4% / 87,8%), по категории С2 – 11747 / 3526 тыс.т (14,6% / 12,2%). Основные запасы нефти сосредоточены в пластах БС111 (39,7%), БС112 (20,8%) и ЮС11 (10,1%).
За пределами Кустового ЛУ (Восточно-Ягунская площадь, территория нераспределенного фонда) начальные геологические / извлекаемые запасы нефти утверждены в объеме 64841 / 13854 тыс.т, в том числе по категории ВС1 – 15189 / 3653 тыс.т (23,4% / 26,4%), по категории С2 – 49652 / 10201 тыс.т (76,6% / 73,6%). Основные запасы нефти сосредоточены в пластах Ач11 (53,5%), Ач12 (23,5%) и ЮС11 (19%).
2.5 Физико-химическая характеристика нефти и газа
Для изучения физико-химических свойств нефти и газа растворённого в нефти на месторождении было проанализировано 59 поверхностных и 10 глубинных проб нефти, 52 устьевые пробы газа.Горизонт Ю-1 охарактеризован 17 анализами поверхностных проб нефти (15 скважин), 4 анализами глубинных проб нефти (2 скважины), 13 анализами углеводородного (3скважины) и 6 анализами (6 скважин) индивидуального составов нефти. Газ представлен 18 определениями устьевых проб (15 скважин).Нефть горизонта средней плотности (1854 кг/м3), сернистая (0,78%), смолистая (5,02%), парафиновая (1,97%). По углеводородному составу – смешанного типа: метановых углеводородов до 57%, нафтеновых до 2%, ароматических до 23%.Растворённый газ метанового состава до 79%. По пласту 1Ю1 имеются глубинные пробы нефти по двум скважинам (405 и 408). Газосодержание невысоко, по ступенчатому разгазированию в среднем 90 м
3/т, усадка – 18%, плотность пластовой нефти составляет 743 кг/м3.
На ачимовской толще нефть изучалась по пяти поверхностным пробам (4 скважины)- газ по 9 устьевым проб (7 скважин).
Нефть средней плотности (857 кг/м3), сернистая (0,78%), смолистая (5,31%), парафиновая (2,09% ). По углеродному составу нефть смешанного типа: метановых – 57%, парафиновых – 24%, на дистиллятную часть. Газ метанового состава (до 90% ), содержание азота варьирует в пределах 1,6-16%, аргона от 0,003% до 0,111%.
Горизонт БС11. Нефть представлена 14 поверхностными пробами нефти из 9 скважин, 5 глубинными пробами из двух скважин, 3 анализами углеводородного состава. Растворённый газ – 13 пробами из 9 скважин.
Нефть горизонта средней плотности (863 кг/м3), смолистая (6,3%), сернистая (0,8%), парафиновая (2,4%). По углеродному составу нефть метаново – нафтеновая: метановых до 55%, нафтеновых до 42% на дистиллятную часть.
Газосодержание (ступенчатая сепарация) составляет в среднем 63 м3/т, объёмный коэффициент – 1,151, усадка 13,09 %.Газ метановый, содержание метана составляет 91%. Содержание азота в среднем порядка 6%. Количество аргона 0,014-0,062%.Горизонт БС11 включает в себя два пласта 1БС11и 2БС11.
В основном нефти по свойствам близки между собой по обоим пластам.
В таблице 1.1. представлены средние значения основных параметров нефти по поверхностным пробам.
Таблица 1.1. Средние значения параметров нефти по поверхностным пробам.
| Пласт | ЮС | Ач | БС | БС10 | Ас |
| Количество проб | 18 | 5 | 14 | 11 | 3 |
| Содержание фракции до 300 град. С | 51 | 55 | 48 | 43 | 45 |
| Плотность, п/м3 | 854 | 857 | 863 | 877 | 872 |
| Вязкость при 20 град. С.мм2/с | 9,06 | 10,49 | 12,0 | 26,4 | 19 |
| НК,град. С | 86 | 88 | 91 | 101 | 88 |
| Сера, % | 0,78 | 0,78 | 0,76 | 1 | 0,9 |
| Парафины, % | 1,97 | 2,09 | 2,38 | 2,5 | 2,3 |
| Смолы, % | 5,02 | 5,31 | 6,29 | 7,12 | 6,3 |
| Асфальтены | 0,72 | 1,06 | 1,64 | 3,32 | 2,9 |