Свойства и состав нефти и газа

Свойства нефти газонефтяной залежи II в С2+3 изучены по 9 глубинным пробам. Нефть в пластовых условиях при пластовых температуре +50°С и давлении от 19,85 до 20,6 МПа имеет давление насыщения равное пластовому. Газосодержание составляет от 81,4 до 94,3 нм³/т. Плотность нефти в пластовых условиях от 0,781 до 0,790 г/см³, вязкость от 1,8 до 2 мПа×с. Объемный коэффициент составляет в среднем 1,178 (этому значению соответствует пересчётный коэффициент 0,849).

Разгазированная нефть рассматриваемой залежи относится к типу легких, с плотностью в среднем 0,86 г/см³ и вязкостью от 12 до 28 мПа*с при 20°С, малосмолистых от 2,9 до 4,8% вес, парафинистых от 3,1 до 6,6% вес, среднесернистых от 0,47 до 0,74 % вес. Содержание фракций, выкипающих до 200°С, составляет от 10,5 до 14,5% об. Температура застывания нефти составляет в среднем плюс 3°С.

Растворенный газ характеризуется высоким содержанием метана, имеет плотность 0,837 г/м. Концентрация углекислого газа составляет 1 % об.

Свободный газ относится к типу азотно-метановых, содержание метана 89,4%, азота + редких 6,6%, плотность газа 0,740 г/м³.

Свойства нефти нефтяной залежи в Pls - III изучены по 6 глубинным пробам. Нефть в пласто­вых условиях при пластовых температуре +42,4 / 43°С и давлении от 18,25 до 18,52 МПа имеет давление насыщения равное пластовому. Газосодержание варьирует в пределах от 92,8 до 98,1 нм³/т. Плотность нефти в пластовых условиях от 0,767 до 0,770 г/см³, вязкость от 1,23 до 1,55 мПа*с Объемный коэффициент изменяется в пределах от 1,421 до 1,486, составляя в среднем 1,199 (этому значению соответствует пересчетный коэффициент 0,834).

Разгазированная нефть из рассматриваемой залежи относится к типу легких, с плотностью от 0,851 до 0,852 г/см^З и вязкостью 1,55 мПа*с при 20°С, малосмолистых от 2,7 до 4,5% вес, парафинистых от 3,8 до 6,5%) вес, среднесернистых от 0,54 до 0,58% вес. Содержание фракций, выкипающих до 200°С, составляет от 17,5 до 19,5% об. Температура застывания нефти лежит в пределах 0°С.

Растворенный газ характеризуется высоким содержанием метана, имеет плотность 0,825 г/м³. Концентрация углекислого газа составляет 0,3 % об.

Свойства нефти нефтегазоконденсатной залежи в Pla+ s - IV изучены по 2 глубинным пробам. Нефть в пластовых условиях при пластовых температуре +40,5°С и давлении 17,56 МПа имеет давление насыщения равное пластовому. Газосодержание составляет 93 нм³/т. Плотность нефти в пластовых условиях 0,793 г/см, вязкость 1,64 мПа*с Объемный коэффициент составляет в среднем 1,190 (этому значению соответствует пересчетный коэффициент 0,840).

Разгазированная нефть рассматриваемой залежи относится к типу легких, с плотностью в среднем 0,856 г/см^З и вязкостью от 9,7 до 10,2 мПа*с при 20°С, малосмолистых от 2,8 до 3,8% вес, парафинистых от 2,1 до 4,7%) вес, среднесернистых от 0,52 до 0,61 % вес. Содержание фракций, выкипающих до 200°С, составляет 21 % об. Температура застывания нефти составляет в среднем плюс 5°С.

Растворенный газ характеризуется высоким содержанием метана, имеет плотность 0,831 г/м^З. Концентрация углекислого газа составляет 0,3 % об.

Свободный газ относится к типу азотно-метановых, содержание метана 91,4%, азота + редких 4,8%, плотность газа 0,730 г/м³.

Стабильный конденсат имеет плотность 0,727 г/см³, содержание серы 0,09%, до 200°С выкипает от 90 до 93% об. Выход дегазированного конденсата составляет 23,9 см³/м³.

СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Залежи II

Для сравнительного анализа с фактически достигнутыми показателями разработки по состоянию на 01.01.2004г. использованы проектные технологические показатели разработки Южно-Шапкинского месторождения.

Согласно утверждённого проекта, разработку залежи II предполагалось начать в 2002 году, залежи III в 2003 году. Фактически, промышленная разработка залежей месторождения начата в июле 2003 года, при этом, кроме залежей II и III в разработку введена ранее не рассматриваемая, как самостоятельный объект эксплуатации, залежь IV. Ниже приводится сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи II.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи II представлено в таблице 2.1. Из таблицы видно, что основное отставание (практически в 2 раза) по залежи отмечается по объёмам добычи и, соответственно по дебитам нефти и жидкости. Кроме этого, отклонение наблюдается по объёмам эксплуатационного бурения - проект превышает фактические показатели. По вводу новых скважин из эксплуатационного бурения факт равен проекту. По показателю обводнённости добываемой продукции расхождение совершенно незначительное и превышает проектное значение на 0,5%, составляя 1,6%.

Отмечаемое несоответствие объясняется следующими факторами: отставание в добыче нефти и жидкости обусловлено геологическими предпосылками и связано, в первую очередь с уточнением коллекторских свойств и продуктивности залежи. Так, при составлении проекта, в гидродинамической модели залежи II величина средней проницаемости составляла в среднем 535 мкм, достигая максимальных значений более 750 мкм². Наряду с этим, коэффициенты продуктивности, определённые в ходе пробной эксплуатации разведочных скважин составляли весьма впечатляющие значения от 100 до 200 м³/(сут×МПа) без проведения мероприятий по интенсификации притока, до 1380 м³/(сут×МПа) при проведении солянокислотной обработки призабойной зоны. Факт того, что в результате эксплуа­тации новых скважин залежи II такой высокой продуктивности не наблюдается не является противоестественным. Уточнилась и фильтрационная характеристика залежи по результатам значительного числа проведённых гидродинамических исследований в скважинах среднее значение проницаемости составляет. Учитывая эти факторы, при эксплуатации новых добывающих скважин дебиты нефти превышающие 500 т/сут достигнуты не были, однако полученные дебиты нефти, составляющие 240 т/сут можно считать довольно благоприятным результатом работы специалистов ЗАО «СеверТЭК» в части применяемых технологий первичного, вторичного вскрытия продуктивных интервалов и осуществления методов интенсификации притока из пласта.

Отдельного пояснения требует факт совпадения количества новых введённых добывающих скважин при 2-кратном недостижении проектного показателя эксплуатационного бурения. Данная ситуация объясняется тем, что недропользователь начал осуществлять эксплуатационное бурение в 2002 году - на залежь II было пробурено 6 эксплуатационных скважин (№№ 1, 3, 4, 9, 10, 205) с общей проходкой 13,6 тыс.п.м. Тем не менее эти скважины не были введены в эксплуатацию. Главной причиной этого явилось отсутствие минимально необходимой инфраструктуры (дорога, нефтепровод). В 2003 году бурение эксплуатационных скважин было продолжено, количество пробуренных скважин составило 6 (№№5, 7, 8, 11, 12, 13). Таким образом, метраж эксплуатационного бурения 2003г. составил величину меньшую проектной, при этом ввод новых добывающих скважин достигнут. В эксплуатацию были введены 6 скважин, пробуренные в 2002 году и 5 скважин, пробуренные в 2003 году (скважина №8 введена позднее, поскольку закончена бурением 29.12.2003). Фактический действующий фонд добывающих скважин на конец года составил 13, кроме введённых пробуренных 11 скважин, 2 скважины (№№23, 35) выведены из консервации.

Таблица 2.1 - Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Южно-Шапкинского месторождения