1. общая часть 4 Общие сведения о Пограничном месторождении 4
 Скачать 6.08 Mb.
|
2.2. Описание основного эксплуатционного объекта БС11Основная залежь пласта БС11 представляет собой антиклинальную складку изометрической формы с пологими крыльями, осложненными локальными куполками, которые характеризуются увеличением нефтенасыщенной толщины. Залежь представлена преимущественно песчаными полимиктовыми породами с невыдержанными прослоями плотных глинистых и карбонатных пород, разделяющих толщу пласта от 3 до 7 - 9 проницаемых прослоев, породы-коллекторы однотипны по разрезу. Тип залежи пластово-сводовый, размеры 16.2 х 12.8 км. ВНК проведен на а.о. от -2493 м до - 2509 м, при этом наклонен в юго-восточном направлении. В основном, отметки ВНК, утвержденные в 1985 г. ГКЗ СССР, в процессе разбуривания подтвердились, кроме западного крыла, где он несколько ниже. В то же время произошло уменьшение площади нефтеносности на 7.3% с 153060 тыс.м2 в 1985 году до 141808 тыс.м2 в 1989 . Сопоставление площадей нефтеносных структур представлено на прил.8. Площади запасов с 1.01.89 г. по 1.01.99 г. не изменились. По карте эффективных нефтенасыщенных толщин, можно отметить увеличение толщины пласта в восточном направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 6 м (скв.905 - в южной части пласта) до 26,8 м (скв. 271 - в центральной части), в среднем составляет 11.3 м (при пересчете запасов 1989 г.), при подсчете запасов 1985 года было принято среднее значение - 10.7 м для запасов по категории B+C1 и 4.26 м для С2. При пересчете запасов на баланс ВГФ на 1.01.99 г. принято значение эффективной нефтенасыщенной толщины - 11.3 м. 2.3. Физико-химические свойства |
| - пластовое давление | 24.7 Мпа; |
| - пластовая температура | 84° С; |
| - давление насыщения | 9.9 МПа; |
| - газосодержание | 61 м3/сут; |
| - плотность в условиях пласта | 791 кг/м3; |
| - вязкость в условиях пласта | 1.58мПас; |
| - объемный коэффициент | 1.166 д.ед. |
При однократном разгазировании величина газосодержания в среднем составляет 52 м3 /т, плотность дегазированной нефти 857 кг/м3.
В соответствии с закономерностями фазовых превращений углеводородных систем, растворенный газ, выделившийся при однократном разгазировании, существенно тяжелее газа дифференциального разгазирования (молярная масса составляет соответственно 26.82 и 23.79 г/моль). Компонентные составы нефти и газа при различных способах разгазирования, а также общий состав пластовой газонасыщеной нефти приведены в таблицах 2.1. и 2.2.
Нефть пласта недонасыщена газом, давление насыщения намного ниже пластового и изменяется от 8 до 11 МПа при пластовом 23-26 МПа.
По результатам исследования поверхностных проб плотность разгазированной (стабилизированной) нефти изменяется от 834.9 до 879 кг/м3 , причем минимальные значения приурочены к центральной сводовой части, а максимальные плотности нефти связаны с водоплавающими (краевыми) зонами.
В целом по пласту, нефти средней плотности (865.4 кг/м ), маловязкие (12.2 мПа*с), малосмолистые (5.3 %), парафинистые (3.0 %), сернистые (0.7 %) с выходом фракции до 300°С больше 45%.
Шифр технологической классификации (по ГОСТ 912-66) - II Т1 П2. Диапазон изменения и средние значения физико-химических свойств разгазированных нефтей представлены в таблице 2.2.
Пластовые воды относятся к третьему водонефтегазоносному комплексу. По результатам испытания воды являются высоко-напорными, хлоридно - кальциевыми по Сулину таблица 2.4. Минерализация -23 г/л.
Физические свойства пластовых вод:
-
- среднее газосодержание
2.74 м3/м3
- плотность в условиях пласта
988.5 кг/м3;
- вязкость в условиях пласта
0.37 мПа с;
- объемный коэффициент
1.027 д.ед.
- плотность дегазированной воды в стандартных условиях
1013кг/м3.