6 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ. 1 геологофизическая характеристика месторождения краткие сведения о месторождении

• Название: 1 геологофизическая характеристика месторождения краткие сведения о месторождении
• Дата: 18.10.2021
• Размер: 477 Kb.
• Имя файла: 6 ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ.doc
• Тип: Документы; #250398
• страница: 4 из 6

Исследования глубинных проб нефти по пластам АС_1-7 отсутствуют.

Нефть пласта АС₁ охарактеризована одной поверхностной пробой из скважины 2-П, согласно которой нефть средней плотности – 855 кг/м³, сернистая – 0.51%, парафинистая – 2.8%, малосмолистая – 8.4%.

По пласту АС₅ также имеется одно исследование поверхностной пробы из скважины 2-П: нефть средней плотности – 861 кг/м³, сернистая – 0.55%, малопарафиновая – 1.4%, малосмолистая – 10.2%.

Пласт АС₇ представлен двумя поверхностными пробами – из скважины 2-П (при совместном испытании с пластом АС₈) и скважины 1. Осредненные параметры нефти имеют следующие значения: нефть средней плотности – 859 кг/м³, малосернистая – 0.48%, парафинистая – 2.3%, малосмолистая – 8.46%. Для обоснования физико-химических свойств нефти по этим объектам использовались данные по аналогичным пластам соседних месторождений: Приобское (АС₇), Северо-Селияровское (АС₅), Большое Ольховское (АС₃). Среди выделенных месторождений Северо-Селияровское находится в разработке с 2003 года и является наиболее изученным, последний подсчет запасов выполнен в 2006 году. Нефть данного месторождения исследована на образцах шести глубинных проб, отобранных из трёх скважин, и по величине плотности близка к определениям по поверхностным пробам из Тортасинских скважин. При подсчете запасов свойства нефти пластов АС₁, АС₅, АС₇ приняты по аналогии с пластом АС₅ Северо-Селияровского месторождения.

Нефть пласта ЮС₀ охарактеризована тремя поверхностными пробами из скважин 1, 99 и 2-П. Нефть имеет среднюю плотность – 856 кг/м³, малосернистая – 0.42%, малопарафиновая – 1.44%, малосмолистая – 6.48%. В качестве аналогов рассмотрено 7 залежей Ю₀ на соседних месторождениях, где проводились исследования глубинных проб нефти: Красноленинское (ЮК₀, Каменный Западный ЛУ), Красноленинское (ЮК₀, Северо-Восточный Пальяновский ЛУ), Средне-Назымское (ЮК_0-1), Южно-Мытаяхинское (ЮС₀), Западно-Камынское (ЮС₀), Явинлорское (ЮС₀), Западно-Сахалинское (ЮС₀). Подсчетные параметры нефти пласта ЮС₀ приняты по аналогии с Южно-Мытаяхинским месторождением, ближайшим по расположению и с наличием одного исследования глубинной пробы. Аналогия подтверждается близостью величины плотности нефти со средней плотностью поверхностных проб из пласта ЮС₀ Тортасинского месторождения.

По пласту ЮС₂ изучено семь поверхностных проб нефти из скважин 1, 2-П, 99, 3-Р 101. Согласно исследованиям, нефть средней плотности – 853 кг/м³, малосернистая – 0.44%, парафинистая – 1.9%, малосмолистая – 7.73%. При подсчете запасов свойства нефти пласта ЮС₂ приняты по аналогии с пластом ЮС₄ на основании близости условий формирования и сходства свойств поверхностных проб нефти.

Из пласта ЮС₄ отобраны 2 поверхностные и 4 глубинные пробы из скважины 2-П. Подсчет запасов осуществлялся с использованием значений, полученных при ступенчатой сепарации глубинной пробы нефти. Нефть характеризуется средней плотностью – 833 кг/м³, малосернистостью – 0.46%, малопарафинистостью – 1.3% и малосмолистостью – 8.05%.

По пласту ЮС₁₀ имеется одно исследование поверхностной пробы нефти из скважины 2-П, которое свидетельствует о низкой плотности (787 кг/м³), малосернистости (0.09%), малопарафинистости (1.2%) и малосмолистости (3.7%) нефти. При подборе аналога были рассмотрены залежи пласта ЮК₁₀ Красноленинского месторождения в пределах Каменного Восточного, Каменного Западного, Пальяновского Северо-Восточного и Талинского лицензионных участков. Сведения о глубинных пробах отсутствуют, поэтому в качестве аналога взята разрабатываемая с 2006 года залежь ЮК₁₀⁰ Талинская в пределах категории запасов В, содержащая самую легкую среди всех рассмотренных залежей нефть.

Сводная геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов Тортасинского месторождения представлена в таблицах 1.5-1.6.
Таблица 1.5 - Сводная геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов АС_1-7

Пласт	АС1	АС5	АС7
Тип залежи	пластово-сводовый	литоло-гически ограни-ченный	пластово- сводовый с литоло- гическим экрани рованием
Тип коллектора	поровый	поровый	поровый
Средняя глубина залегания, м	1933.1	2150.9	2249.6
Отметка ВНК, м	1955.8	‑	2278.3
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	37 219	5 581	58 357
Средняя общая толщина, м	24.8	20.7	45.1
Средняя эффективная толщина, м	7.7	5.6	3.9
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	5.5	3.4	4.0
Коэффициент пористости, д.ед.	0.154	0.139	0.149
Проницаемость пласта по керну, 10-3 мкм2	3.0	н/д	0.9
Проницаемость пласта по ГИС, 10-3 мкм2	5.6	2.5	5.0
Коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.	0.46	0.46	0.50
Коэффициент вытеснения, д.ед.	0.387	0.387	0.436
Коэффициент остаточной нефтенасыщенности, д.ед.	0.282*	0.282*	0.282*
Коэффициент песчанистости, д.ед.	0.31	0.24	0.10
Расчлененность пласта, ед.	2.7	3.0	1.8
Плотность нефти, т/м3	0.866*	0.866*	0.866*
Объемный коэффициент нефти, д.ед.	1.10*	1.10*	1.10*
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	3.39**	3.39**	3.39**
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0.809**	0.809**	0.809**
Давление насыщения нефти газом, МПа	7.8**	7.8**	7.8**
Газосодержание нефти, м3/т	33*	33*	33*
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа∙10-4	10.1**	10.1**	10.1**
Содержание серы в нефти, %	0.51	0.55	0.48
Содержание парафина в нефти, %	2.80	1.40	2.30
Содержание асфальтенов в нефти, %	0.20	0.40	0.35
Содержание смол в нефти, %	8.40	10.20	8.46
Минерализация пластовой воды, г/л	15*	15*	15*
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	0.53	0.43	0.43
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	0.989	0.982	0.982
Средняя продуктивность, м3/сут.∙МПа	0.33	0.25	0.30
Начальная пластовая температура, °С	66.9	80.0	80.3
Начальное пластовое давление, МПа	21.2	24.9	25.4

* ‑ по пластам-аналогам (Северо-Селияровское месторождение, пласт АС₅)

** ‑ по результатам моделирования PVT-свойств флюидов
_{Таблица 1.6 - Сводная геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов ЮС0-10}

Пласт	ЮС0	ЮС2	ЮС4	ЮС10
Тип залежи	литологи-чески ограничен-ная	литологи-чески ограничен-ная	пластово– сводовый с литоло– гическим экраниро ванием	пластово– сводовый
Тип коллектора	трещинный	поровый	поровый	поровый
Средняя глубина залегания, м	2674.6	2726.0	2773.5	2997.2
Отметка ВНК, м	–	2760	2760	3006.2
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	81 000	81 000	14 777	19 425
Средняя общая толщина, м	20.4	25.3	28.0	49.4
Средняя эффективная толщина, м	5.8	11.6	27.6	21.4
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	5.8	12.0	6.4	7.7
Коэффициент пористости, д.ед.	0.08	0.14	0.13	0.14
Проницаемость пласта по керну, 10–3 мкм2	–	0.8	0.1	1.3
Проницаемость пласта по ГИС, 10–3 мкм2	–	2.2	1.1	1.8
Коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.	0.85	0.46	0.52	0.51
Коэффициент вытеснения, д.ед.	–	0.363	0.437	0.514
Коэффициент остаточной нефтенасыщенности, д.ед.	–	0.293*	0.293*	0.248
Коэффициент песчанистости, д.ед.	0.28	0.42	0.74	0.44
Расчлененность пласта, ед.	5.0	6.2	4.0	7.4
Плотность нефти, т/м3	0.837*	0.833	0.833	0.804
Объемный коэффициент нефти, д.ед.	1.28*	1.25	1.25	1.54
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	1.65**	1.477	1.477	0.4
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0.759**	0.759	0.759	0.676
Давление насыщения нефти газом, МПа	12.2**	6.3	6.3	17.3
Газосодержание нефти, м3/т	91	104	104	188
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10–4	26.6**	26.6**	26.6	26.6
Содержание серы в нефти, %	0.42	0.44	0.46	0.09
Содержание парафина в нефти, %	1.44	1.90	1.30	1.20
Содержание асфальтенов в нефти, %	0.39	0.70	0.40	0.10
Содержание смол в нефти, %	6.48	7.73	7.90	3.70
Минерализация пластовой воды, г/л	–	20	20	20
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	0.36	0.32	0.34	0.31
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	0.977	0.968	0.971	0.967
Средняя продуктивность, м3/сут.*МПа	0.5	0.61	0.61	0.45
Начальная пластовая температура, °С	92.6	100.9	97.4	103.1
Начальное пластовое давление, МПа	34.0	33.5	39.5	33.44

* ‑ по пластам-аналогам (Сыньеганское месторождение, пласт Ю_2-3)

** ‑ по результатам моделирования PVT свойств флюидов