Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Кумский горизонт

Нефть

По залежи кумского горизонта пробы пластовой нефти отобраны в 35 скважинах. Для определения давления насыщения нефти выполнено 55 анализов. Величина его изменяется от 13,83 до 24,33 МПа и в среднем равна 20,95 МПа. Плотность нефти в пластовых условиях колеблется от 0,611 г/см³ до 0,747 г/см³ и в среднем составляет 0,661 г/см³. Газосодержание пластовой нефти по результатам 61 анализа изменяется от 129,1 до 324 м³/т и в среднем равно 216,9 м³/т.

Для подсчета запасов растворенного газа принята величина газового фактора по промысловым данным, равная 242,6 м³/т, как наиболее достоверная.

Пробы нефти в поверхностных условиях отобраны из 96 скважин. Плотность нефти изучалась по результатам 203 анализов поверхностных проб и 54 анализам дегазированной пластовой нефти. Нефть легкая, плотность нефти изменяется от 0,816 г/см³ до 0,875 г/см³ и в среднем составляет 0,845 г/см³. Эта величина принята для подсчета запасов нефти. Динамическая вязкость в поверхностных условиях при температуре 20° С в среднем составляет 8,23 мПа*с, температура застывания изменяется от -20 до +10°С.

Нефть кумского горизонта относится к малосернистым (0,14%). Определение содержания парафина в нефти выполнено по 72 пробам из 56 скважин. Оно составляет 0-38,1%, среднее значение 3,31%, нефть относится к парафинистым.

Растворенный газ

Компонентный состав растворённого газа определен по результатам анализа 96 проб, отобранных из 85 скважин. Содержание метана в пробах изменяется от 58,48% до 91,3% и в среднем составляет 71,17%, содержание этана – от 0,93% до 22,64% и в среднем равно 9,54%. Среднее значение по объему пропана составляет 8,78%, бутана - 4,75%, пентана и высших - 4,62%, углекислоты - 1,52%. Относительный удельный вес растворенного газа колеблется в пределах 0,657-1,04 и в среднем составляет 0,877.

Пластовая вода

Свойства и состав пластовых вод по кумскому горизонту изучены по 23 пробам из 21 скважин. Плотность воды по горизонту меняется от 1000,0 до 1040,0 кг/м³ и в среднем равна 1013,1 кг/м³. Минерализация вод колеблется от 345,76 до 825,06 мг-эвл./л и в среднем составляет 609,66 мг-эвл./л, содержание ионов хлора от 6 до 9 г/л.

Солевой состав вод представлен в основном хлоридами натрия (55-76 %/экв.) и бикарбонатами натрия (20-40 %/экв.). Количество бикарбонатов кальция и магния невелико – 2-3,5 %/экв. Коэффициент Ca/Mg равен 3-4. Отношение Na/Cl колеблется в пределах 1,3-1,4. Общая щелочность колеблется от 65 до 80 мг-эвл./л.

Содержание йода в водах кумского горизонта меняется от 40 до 153,3 мг/л, в отдельных скважинах снижаясь до 12,27-20 мг/л. Концентрация брома составляет 12,78-175 мг/л; бора – 30,2-103,68 мг/л; NH₄ – 18-50,4 мг/л.

Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

В разделе проведен пересчёт запасов нефти и растворенного газа на 01 января 2016 г. по кумскому горизонту. Данные для расчета представлены в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Q_бал = F ∙ h ∙ m ∙ b ∙ ρ ∙ q,(1.1)

где Q_бал – балансовые запасы нефти, тыс. т.

F - площадь нефтеносности, тыс. м²

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м

m - коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород, доли единиц.

b - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц.

ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³

q - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в поверхностных условиях, доли единиц

Q_бал =22974,0·11,10·0,23·0,538·0,845·0,610=16194,37 тыс. т

Q_изв = Q_бал·К,(1.2)

где К - коэффициент извлечения нефти.

Q_изв. = 16194,37 · 0,515= 8343,34 тыс. т

Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2016 г.

Q_{ост. бал} = Q_бал – Q_доб,(1.3)

Q_доб.. =8284,00 тыс. т

Q_{ост. бал.} = 16194,37 - 8284,0= 7910,37 тыс. т

Q_{ост. изв} = Q_изв – Q_доб,(1.4)

Q_{ост. изв.}= 8343,34 - 8284,0=59,34 тыс. т

Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа

V_бал = Q_бал· g,(1.5)

где g – газовый фактор

V_бал. = 16194,37 · 243,00·=3935,2 млн. м³

V_изв = Q_изв· g,(1.6)

V_изв. = 8343,34·243,00= 2027,4 млн. м³

Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2016 г.

V_доб = Q_доб· g,(1.7)

V_доб. =8284,00·243,00= 2013,0 млн. м³

V_{ост бал} = Q_{ост. бал}· g,(1.8)

V_{ост бал} = 7910,37 · 243,00 = 1922,2 млн. м³

V_{ост изв} = Q_{ост. изв}· g,(1.9)

V_{ост изв} = 59,34 · 243,00 = 14419,58 млн. м³

Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2016 года представлены в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Запасы нефти и газа

Выводы

Месторождение расположено в пределах Северского района Краснодарского края между Северской и Калужской станицами.

Площадь месторождения пересекает р. Афипс с притоками Шебш и Адогай, протекающими в меридиональном направлении.

Кумская свита по литологическим признакам может быть разделена на две части: нижнюю и верхнюю.

Нижняя часть свиты – кумский продуктивный горизонт, представлена чередованием алевролитов, песчаников и песчанистых глин.

Новодмитриевское месторождение приурочено к центральной части южного борта Западно-Кубанского передового прогиба, в пределах которого выделяется ряд антиклинальных складок, группирующихся в две антиклинальные зоны.

В настоящее время промышленная нефтегазоносность Новодмитриевского месторождения связана с нефтегазовой залежью во II горизонте майкопской серии, нефтяной залежью в кумском горизонте кумской свиты, газовыми залежами в конкско-караганском горизонте миоцена и в V горизонте ахтырской подсвиты свиты горячего ключа.

Кумский продуктивный горизонт характеризуется высокой степенью расчлененности разреза благодаря флишеподобному чередованию алевролитов, алевропелитов и глин.

Нефть легкая, парафинистая.

Запасы, подсчитанные объемным методом, кумского горизонта (геолог/извлек) составили 16194/8343 тыс.т, что соответствует запасам, утвержденным в ГКЗ.