Конитлор геолог часть. 2. Геологическая часть (готовая). 2. геологическая часть геологическая характеристика Конитлорского месторождения
![]()
|
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. ![]() 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.). ![]() 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 ![]() 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. ![]() 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). ![]() 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. ![]() 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. ![]() Исходные геолого-физические характеристики продуктивных пластов Конитлорского месторождения
![]() |