Конитлор геолог часть. 2. Геологическая часть (готовая). 2. геологическая часть геологическая характеристика Конитлорского месторождения
 Скачать 0.59 Mb.
|
2.3. Свойства пластовых жидкостей и газовФизико-химическая характеристика пластовых нефтей Конитлорского месторождения изучена на образцах 8 глубинных проб из 3 скважин и на образцах 42 поверхностных устьевых проб из 34 скважин. Экспериментальные исследования характеристик газонасыщенных пластовых нефтей ачимовской толщи проведены на образцах 2 глубинных проб из скважины 198. На основе полученных результатов выполнено обоснование подсчетнх параметров при оценке запасов нефти и растворенного газа ачимовской толщи (1993 г.). Анализ глубинных проб из 2 скважин пласта БС100 (скважины 283, 307) выполнен после подсчетов запасов 1993 г. На стадии подсчета запасов основные характеристики пластовых газонасыщенные нефтей для объектов БС100 , ЮС1 и ЮС2 были приняты по аналогии с нефтями одноименных пластов близлежащих месторождений района. Так, в частности, параметры нефти и газа пласта ЮС2 приняты по аналогии с нефтями этого объекта на Восточно-Сургутском месторождении.  Для обоснования параметров нефтей пластов БС100 и ЮС1 использованы материалы изучения глубинных проб нефтей Тевлинско-Русскинского месторождения.Исследование нефтей и газов Конитлорского месторождения выполнены специализированными службами Центральной лабаратории концерна Тюменьгеология и института «Сургут НИПИ нефть». Отбор глубинных проб скважин проводился пробоотборниками типа ВПП – 300 при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном (жидком) состоянии. Лабораторный анализ глубинных проб выполнялся на стандартной аппаратуре высокого давления типа УИПН и АСМ – 300. Методическое обеспечение работ соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ- 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти». Поверхностные пробы разгазированных нефтей отбирались с устья разведочных и эксплуатационных скважин при проведении испытаний. Анализ проб проводился по действующим государственным стандартам и методикам (перечень ГОСТов и обязательных параметров приведен в документе ОСТ 39-112-80). Обоснование и обсуждение расчетных параметров пластовых флюидов проведены в соответствии с «Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153-39-07-96). С целью сохранения подсчитанных геологических запасов все основные параметры флюидов приняты в соответствии с величинами приводимыми в документе «Подсчет запасов нефти и растворенного газа Конитлорского месторождения Сургутского района Тюменской области» по состоянию на 01.05.1993 г. (г. Тюмень, концерн Тюменьгеология 1993 г.).  Изучение физических свойств пластовых нефтей на образцах глубинных проб проводилось двумя методам:методом однократного (стандартного) разгазирования; методом дифференциального (ступенчатого) разгазирования. В процессе выполнения стандартного разгазирования и сопутствующих операций определялись основные параметры газонасыщенной нефти в условиях пласта: давление насыщения нефти газом, плотность и вязкость однофазной жидкости при давлении и температуре пласта, газосодержание, характеристики дегазированной нефти и нефтяного газа и т.д. Для обоснования средних значений подсчетных параметров нефти и газа использованы результаты дифференциального разгазирования при условиях промысловой подготовки продукции скважин с учетом термохимической обработки. Компонентный состав углеводородного сырья определен на основании хроматографического анализа проб газовой и жидкой фаз полученные в процессе дегазации пластовой смеси. Для объектов ачимовской толщи и юрских отложений компонентный состав растворенного газа принят в соответствии с рекомендациями подсчета запасов 1993 г. для пласта БС100 параметры нефтяного газа в настоящей работе приведены с учетом результатов анализа продукции скважин №283, 307. Горизонт БС100 объединяет 2 продуктивных пласта: БС100(н) и БС100(в) . В пределах горизонта исследованы 17 поверхностных проб нефти из 13 скважин и 6 глубинных проб из 2 скважин. На стадии подсчета запасов подсчетные параметры были приняты по аналогии с пластом БС100 Тевлинско-Русскинского месторождения. По результатам исследования глубинных проб из скважин №283, 307 выявлены некоторые отличия численных значений параметров от принятых в подсчете запасов. Так, в частности, по фактическим данным газовый фактор меняется в диапазоне от  30 до 42 м3/т. (принято в подсчете 61 м3/т.), объемный коэффициент колеблется от 1.09 до 1.11 (в подсчете – 1.163).По результатам анализа поверхностных проб отчетливо прослеживается изменчивость свойств нефти в зависимости от положения на структуре. В центральной (купольной) части залежи плотность нефти заметно ниже (853-866 кг/м3 для скважин 199 и 151) по сравнению с приконтурной зоной (886 кг/м3 для скважины 180, расположеной вблизи ВНК). В сопоставлении с нижележащими горизонтами нефтегоризонта БС100 более легкие, менее вязкие, нефтяной газ относительно жирный. По технологической классификации (ГОСТ 912-66) нефти сравнительно легкие, маловязкие, смолистые, парафинистые, сернистые, с выходом фракций до 3500 С, около 54%. Нефть пласта Ач1 представлена 13 поверхностными пробами из 11 скважин и 2 глубинными пробами из скважины 198. Подсчетные параметры приняты в соответствии с результатами экспериментальных исследований. Следует заметить, что численное значение плотности нефти в условиях пласта представляется несколько завышенным (813 кг/м3). Возможно, это связано с ограниченным объемом экспериментальных данных. По результатам исследования поверхностных проб разгазирования, нефти средней плотности, относительно вязкие, смолистые, парафинистые, сернистые, с выходом фракций до 3500 С, около 48%. Нефть пласта Ач2 охарактеризована 4 поверхностными пробами из 4 скважин. Глубинные пробы не отбирались. Значения подсчетных параметров приняты по аналогии с характеристиками Ач1 на основании предположения о литологическом единстве пластов и наличии возможной гидродинамической связи между ними.  Нефть горизонта ЮС1 охарактеризована 2 поверхностными пробами из скважины 181. Глубинные пробы пластовой нефти не отбирались, значение подсчетных параметров приняты по аналогии с результатами исследования пластовых нефтей пласта ЮС1 Тевлинского-Русскинского месторождения на основании сопоставления характеристик разгазированных нефтей.Представляется целесообразным отметить некоторые несоответствия принятых по аналогии значений с результатами обработки экспериментальных данных анализа нефтей Тевлинско-Русскинского месторождения. В частности, по материалам первоисточников плотность пластовой нефти составляет 716 – 725 кг/м3 (принятая для Конитлорского месторождения – 729 кг/м3), вязкость нефти в условиях пласта в среднем равна 0.92 мПа*с ( в подсчете запасов для Конитлорского месторождения принята равной 0.67 мПа*с). Обращает на себя внимание значительное отличие принятой плотности разгазированной нефти (822 кг/м3) от результатов анализа поверхностных проб горизонта ЮС1 (872 – 897 кг/м3). По-видимому, фактическое значение плотности дегазированной нефти будет несколько выше принятого в подсчете запасов. По результатам исследования свойств поверхностных проб (с учетом материалов изучения нефтей Тевлинско-Русскинского месторождения) разгазирование нефти средней плотности, средней вязкости, мало смолистые, парафинистые, сернистые фракций до 3500 С, около 49.50%. Нефть пласта ЮС2 не охарактеризована глубинными и поверхностными пробами. На основании общих для района условий формирования и существования залежей подсчетные параметры нефти пласта ЮС2 приняты по аналогии с Восточно-Сургутским месторождениям. Как следует из приведенных данных, разгазированные нефти относительно тяжелые, вязкие, смолистые и малосмолистые, парафинистые, сернистые, фракций до 3500 С, около 47%. В компонентных составах жидкой и газовой фаз концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров, что характерно для чисто нефтяных залежей, не затронутых процессами биодеградации (или слабо биодеградированных).  Содержание микроэлементов в нефтях Конитлорского меторождения не определялось. По результатам микрокомпонентного анализа нефтей Сургутского района можно предположить, что концентрация металлов примерно соответствует средним значениям:ванадий – 32 г/т; никель – 3 г/т; железо – 0.9 г/т. В смеси с водой нефти могут образовывать относительно стойкие и вязкие эмульсии (особенно при механизированных способах добычи). Химический состав и свойства пластовых вод изучены на образцах 16 проб. Большинство проб в процессе подсчета запасов было отбраковано по причине низкой минерализации, что объясняется низкой степенью освоения объектов испытания и неполной сменой технической воды на пластовую при отборе проб. Поэтому при обосновании средних значений параметров пластовых вод были использованы результаты исследования водоносных комплексов ближайших месторождений (Русскинской, Тянское, Восточно-Сургутское). Как следует из результатов исследований, преимущественно химических, тип вод гидрокарбонатно-натриевый (по В.А. Сулину). Основные солеобразующие компоненты представлены ионами Na – и K, Cl, Mg, Ca, HCO3. В качестве микрокомпонентов отмечено присутствие I (2.5 – 12.3 мг/л), Br (9.0 – 49.9 мг/л), B(3.7 – 12.9 мг/л), F (0.6 – 2.2 мг/3). Судить о промышленной значимости вышеуказанных компонентов в настоящий момент не представляется возможным из-за ограниченного объема данных.  Общая минерализация пластовых вод невелика и по результатам анализов колеблется в диапазоне 18 – 26 г/л.В условиях пласта воды насыщенные газом метанового типа (по Л.М. Зорькину) максимальная газонасыщенность пластовых вод на границе ВНК достигает 2.7 – 2.9 м3/м3. По мере удаления от ВНК количество растворенного газа резко снижается и на периферии не превышает 0.2 – 0.4 м3/м3. Содержание тяжелых углеводородов в составе водорастворенных газов не превышает 2 – 3 % объемных, однако вблизи контуров нефтяных залежей оно может достигать 8 – 10 %. Содержание метана колеблется от 61 до 89 %. Концентрация неуглеводородных компонентов (СО2, N2,) не превышает в сумме 5 или 8%, лишь на локальных участках достигая 17%. Сероводород в составе газов не обнаружен. Следует отметить слабую изученность пластов флюидов по месторождению в целом. Выбранные при подсчете запасов параметры не достаточно полно обоснованы материалами изучения продукции скважин соседних месторождений Сургутского района. С целью повышения надежности прогнозируемых технико-экономических показателей разработки необходимо предусмотреть первоочередной комплекс организационно-технических мероприятий по обеспечению отбора, исследования глубинных проб и повышения достоверности исходных параметров продукции скважин.  Таблица 2.2.Исходные геолого-физические характеристики продуктивных пластов Конитлорского месторождения
 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||