Свойства пластовых флюидов
Подсчетные параметры по пластам Ю2, Ю3 и Ю4 приняты по результатам анализов глубинных проб и составляют:
Пласт Ю2 является для Усть-Тегусского месторождения основным по запасам и характеризуется наибольшим объемом данных по свойствам УВ. Для его изучения было отобрано 38 поверхностных проб из 17 скважин и 40 глубинных проб из 13 скважин (прил. 9, 10).
· газовый фактор -27,1 м3/т;
· плотность разгазированной нефти - 880 кг/м3;
· пересчетный коэффициент - 0,931
Плотность нефти по поверхностным пробам в среднем составляет 0,882 г./см3, По составу нефть - сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200 °С составляет в среднем 14,6%; до 300 °С - в среднем 34,6%. Температура начала кипения - 68,4 оС.
Растворенный в нефти газ жирный, содержит 82,07% метана, 3,06% азота и 0,48% двуокиси углерода, остальное - гомологи метана (Прил. 11, 12).
По пласту Ю3 отобрано 9 поверхностных проб из 7 скважин и 5 глубинных проб нефти из двух скважин. Для пласта, чьи запасы нефти составляют всего 6% от суммарных запасов месторождение, такое количество исследований является достаточным.
· газовый фактор -25,5 м3/т;
· плотность разгазированной нефти - 875 кг/м3;
· пересчетный коэффициент - 0,941
Плотность нефти по поверхностным пробам в среднем составляет 0,8918 г./см3, по составу нефть сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200 °С составляет в среднем 12,3%; до 300 °С - в среднем 30,7%. Температура начала кипения - 63,1 оС.
Растворенный в нефти газ жирный, содержит 82,67% метана, 2,24% азота и 0,56% двуокиси углерода, остальное - гомологи метана.
Пласт Ю4, Свойства нефти изучены по 29 поверхностным пробам из 15 скважин и 24 глубинным пробам из 7 скважин.
|
|
· газовый фактор -29,25 м3/т;
· плотность разгазированной нефти - 884 кг/м3;
· пересчетный коэффициент - 0,924
Плотность нефти по поверхностным пробам в среднем составляет 0,8898 г./см3, по составу нефть - сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200°С составляет в среднем 14,0%; до 300 °С - в среднем 32,1%. Температура начала кипения - 69,4 оС.
Растворенный в нефти газ жирный, содержит 83,23% метана, 2,29% азота и 0,52% двуокиси углерода, остальное - гомологи метана.
Свойства пластовой нефти пластов Ю2, Ю3, Ю4 Усть-Тегусского месторождения
| Наименование параметра | Кол-во исследованных | Численные значения | |||||
| скважин | проб | диапазон значений | принятые значения | ||||
| от | до | ||||||
| Пласт Ю2 | |||||||
| Пластовое давление, МПа | 24,2 | 25,7 | 24,75 | ||||
| Пластовая температура,°С | 78,0 | 86,0 | 84,0 | ||||
| Давление насыщения, МПа | 5,90 | 8,33 | 6,96 | ||||
| Газосодержание (стандарт.) м3 /т | 22,9 | 34,9 | 29,83 | ||||
| Газовый фактор (ступ.) м3/сут | 21,0 | 31,52 | 27,1 | ||||
| Плотность в условиях пласта, т/м3 | 0,827 | 0,855 | 0,842 | ||||
| Вязкость в условиях пласта, мПа с | 3,3 | 5,9 | 4,71 | ||||
| Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4 | 7,39 | 10,60 | 9,32 | ||||
| Плотность нефтяного газа, т/м3, при 20°C: | |||||||
| - при стандартном разгазировании | 0,934 | 1,070 | 0,992 | ||||
| - при ступенчатом разгазировании | 0,820 | 0,861 | 0,842 | ||||
| Плотность дегазированной нефти, т/м3, при 20°С: | |||||||
| - при стандартном разгазировании | 0,878 | 0,894 | 0,883 | ||||
| - при ступенчатом разгазировании | 0,878 | 0,892 | 0,880 | ||||
| Пласт Ю3 | |||||||
| Пластовое давление, МПа | 24,0 | 24,9 | 24,4 | ||||
| Пластовая температура,°С | 84,0 | 85,0 | 84,5 | ||||
| Давление насыщения, МПа | 4,43 | 6,97 | 6,48 | ||||
| Газосодержание (стандарт.) м3 /т | 16,53 | 30,68 | 28,16 | ||||
| Газовый фактор (ступ.) м3/сут | 15,38 | 27,79 | 25,5 | ||||
| Плотность в условиях пласта, т/м3 | 0,846 | 0,872 | 0,851 | ||||
| Вязкость в условиях пласта, мПа с | 4,9 | 7,0 | 5,46 | ||||
| Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4 | 9,0 | 10,26 | 9,94 | ||||
| Плотность нефтяного газа, т/м3, при 20°C: | |||||||
| - при стандартном разгазировании | 0,950 | 1,040 | 1,012 | ||||
| - при ступенчатом разгазировании | |||||||
| Плотность дегазированной нефти, т/м3, при 20°С: | |||||||
| - при стандартном разгазировании | 0,885 | 0,895 | 0,887 | ||||
| - при ступенчатом разгазировании | 0,882 | 0,885 | 0,875 | ||||
| Пласт Ю4 | |||||||
| Пластовое давление, МПа | 24,3 | 25,3 | 24,97 | ||||
| Пластовая температура,°С | 82,0 | 86,0 | 84,0 | ||||
| Давление насыщения, МПа | 6,8 | 7,8 | 7,41 | ||||
| Газосодержание (стандарт.) м3 /т | 28,23 | 38,46 | 32,53 | ||||
| Газовый фактор (ступ.) м3/сут | 25,87 | 34,71 | 29,25 | ||||
| Плотность в условиях пласта, т/м3 | 0,835 | 0,852 | 0,847 | ||||
| Вязкость в условиях пласта, мПа с | 3,1 | 5,9 | 4,83 | ||||
| Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4 | 9,6 | 13,8 | 11,03 | ||||
| Плотность нефтяного газа, т/м3, при 20°C: | |||||||
| - при стандартном разгазировании | 0,970 | 1,061 | 0,994 | ||||
| - при ступенчатом разгазировании | 0,837 | 0,907 | 0,856 | ||||
| Плотность дегазированной нефти, т/м3, при 20°С: | |||||||
| - при стандартном разгазировании | 0,880 | 0,892 | 0,887 | ||||
| - при ступенчатом разгазировании | 0,877 | 0,889 | 0,884 | ||||
|
|
|
|
Компонентный состав газа, полученного при ступенчатой сепарации пластовой нефти
| Наименование параметра | Численные значения | ||
| Пласт Ю2 | Пласт Ю3 | Пласт Ю4 | |
| Молярная концентрация компонентов, % | |||
| - сероводород | Отсут. | Отсут. | Отсут. |
| - двуокись углерода | 0,48 | 0,56 | 0,52 |
| - азот+редкие | 3,06 | 2,24 | 2,29 |
| - метан | 82,07 | 82,67 | 83,23 |
| - этан | 5,97 | 5,58 | 5,78 |
| - пропан | 4,88 | 4,78 | 4,37 |
| - изобутан | 1,39 | 1,59 | 1,54 |
| - н-бутан | 1,05 | 1,08 | 0,91 |
| - пентаны+высш. | 1,33 | 1,54 | 1,47 |
| Молярная масса, г/моль | 20,55 | 20,70 | 20,40 |
| Плотность: | |||
| - газа, кг/м3 | 0,855 | 0,860 | 0,848 |
| - газа относительная (по воздуху), доли ед. | 0,710 | 0,714 | 0,704 |
| - сепарированной нефти (ступ.), т/м3 | 0,880 | 0,875 | 0,884 |
Химический состав пластовых вод
Пластовые воды продуктивных пластов Ю2, Ю3, Ю4 приурочены к первому водоносному комплексу.
Воды, заключенные в породах пласта Ю4, гидрокарбонатно-натриевого типа по Сулину В.А. в северо-восточной части месторождения (скв. 114 и 116), встречаются и хлоркальциевого типа в центральной части месторождения (скв. 117 и 43). Минерализация вод 20,5-27,7 г/л. Преобладающими компонентами подземных вод пласта Ю4 I гидрогеологического комплекса являются хлор от 11000 (скв. 116) до 16200 мг/л (скв. 43) и натрий+калий от 7500 (скв. 114) до 9160 мг/л (скв. 43).
Ионы щелочно-земельных металлов имеют подчиненное значение: кальций-ион находится в пределах 190 (скв. 114) - 1290 мг/л (скв. 43), магний-ион - 73 (скв. 116) - 130 мг/л (скв. 43). Для вод характерно наличие НСО3 в количестве 960 (скв. 43) - 1900 (скв. 114) мг/л рH изменяется от 6,85 (скв. 114) до 8,00 (скв. 117). Жесткость воды изменяется от 16,7 (скв. 116) до 35,3 (скв. 117). Воды очень жесткие. Плотность пластовой воды изменяется от 1,011 г./см3 до 1,021 г./см3.
Воды, заключенные в породах пласта Ю3, представлены двумя пробами, отобранными из скважин 114 и 54, Эти воды относятся к водам гидрокарбонатно-натриевого типа по Сулину В.А. в восточной части месторождения (скв. 114) и к водам хлоркальциевого типа в западной части месторождения (скв. 54). Минерализация вод увеличивается от 22,6 до 29,5 г/л с запада на восток. Содержание ионов хлора изменяется от 12220 (скв. 114) до 17410 мг/л (скв. 54) и натрия+калия от 8200 (скв. 114) до 9300 мг/л (скв. 54).
Кальций-ион находится в пределах 230 (скв. 114) - 1650 мг/л (скв. 54), магний-ион - 90 (скв. 114) - 200 мг/л (скв. 54). Для вод характерно наличие НСО3 в количестве 930 (скв. 54) - 1810 (скв. 114) мг/л. рH изменяется от 6,79 (скв. 54) до 7,15 (скв 114). Жесткость воды изменяется от 18,5 (скв. 114) до 101,5 (скв. 54). Воды очень жесткие. Плотность пластовой воды изменяется от 1,013 до 1,020 г./см3,
Нижняя часть комплекса (пласт Ю2) охарактеризована пробами более полно (12 проб). Преобладающий тип вод по Сулину В.А. - хлоркальциевый, но встречается и гидрокарбонатно-натриевый в восточной части месторождения (скв. 114). Значения минерализации изменяются от 11,5 до 28,9 г/л. Катионный состав вод представлен натрием и калием в количестве 3750-9220 мг/л, кальцием - 230-1630 мг/л, магнием - от 80 до 160 мг/л.
Анионный состав характеризуется содержаниями хлора в количестве - 6830-17250 мг/л, гидрокарбоната - 100-1950 мг/л. В некоторых пробах зафиксированы сульфат-ионы в незначительных количествах (до 1%-экв).
Таким образом, хорошей изученностью исследованиями проб нефти характеризуются основные пласты Ю2 и Ю4, Полученных исследований достаточно для определения подсчетных параметров пластов, описывающих свойства нефти. По составу: нефти пластов являются сернистыми, смолистыми, парафиновыми. Растворенный в нефти газ - жирный. Пластовые воды по классификации Сулина В.А. относятся к гидрокарбонатно-натриевому и хлоркальциевому типу.
Запасы углеводородов
Первый подсчет запасов был произведен по результатам 14 поисково-разведочных скважин и утвержден в ГКЗ РФ (Протокол 103-пд (ДСП) от 10.07.2007 г.). Запасы составили:
по категории С1 - 107762 тыс. т геологических и 34375 тыс. т извлекаемых
по категории С2 - 115511 тыс. т геологических и 36961 тыс. т извлекаемых
Последний подсчет запасов нефти и растворенного газа по Усть-Тегусскому месторождению произведен по состоянию на 01.01.2011 г. и утвержден в 2011 г. (Протокол №2513-дсп ГКЗ от 22.06.2011 г.). Утвержденные запасы по категориям С1+С2 составили 193831 тыс. т геологических и 66361 тыс. т извлекаемых, из них по С1 - 119620 тыс. т геологические/40859 тыс. т извлекаемые, по категории С2 - 74211 тыс. т геологические/25502 тыс. т извлекаемые (Рис. 2.42). Накопленная добыча нефти - 2636 тыс. т
В качестве геологической основы для проектирования использованы запасы, утвержденные в ГКЗ РФ в 2011 г.