Свойства и состав нефти, газа и воды

Из продуктивных отложений на месторождении было отобрано и исследовано: 7 проб пластовой нефти; 13 проб нефти в поверхностных условиях; 6 проб попутного газа, полученного при сепарации глубинных проб. Анализы нефти и газа выполнены в химико-аналитической лаборатории института «УдмуртНИПИнефть» по общепринятым методикам.

Свойства нефти в пластовых условияхизучены по 7 глубинным пробам из скважин 98, 101, 133.

По данным исследования установлены интервалы изменения основных параметров:

· давление насыщения нефти газом от 8,4 МПа (скв. 133) до 12 МПа (скв. 101);

· газонасыщенность от 21,27 м³/т (скв.101) до 29,15 м³/ т (скв. 133);

· объемный коэффициент от 1,064 (скв. 133) до 1,041 (скв. 101);

· динамическая вязкость от 4,92 мПас до 8,41 мПас;

· плотность нефти в пластовых и стандартных условиях изменяются незначительно, в среднем составляют, соответственно, 0,8662 г/см³ и

0,8808 г/см³.

При составлении проекта пробной эксплуатации газонасыщенность принята равной 24,71 м³/т по результатам анализов глубинных проб из поисково-разведочных скважин. На стадии подсчета запасов использован дифференцированный газовый фактор равный 16,8 м³/т, который определен расчетным путем по формуле:

Г_диф= 0,0029·Г_пл²+0,606·Г_пл

Результаты анализов приведены в табл. 2.5.

Свойства нефти в поверхностных условиях, определенные по различным пробам изменяются незначительно:

· плотность нефти от 0,8727 г/см³ до 0,8860 г/см³;

· кинематическая вязкость при t= 20^оС - 29,47 мм²/с, при t=50^оС - 10,25 мм²/с;

· содержание парафина от 2,86 % до 5,61 %, в среднем – 4,2 %;

· содержание серы от 1,5 % до 1,87 %, в среднем – 1,73 %.

Физико-химические свойства и фракционный состав нефти при однократном разгазировании представлены в табл. 2.6.

Компонентный состав газа, растворенного в нефти изучался при однократном разгазировании пластовых проб в стандартных условиях и приведен в табл. 2.7.

Плотность газа относительная (по воздуху) равна 1,077.

Состав газа: 42,28 % - метана, 19,04 % - пропана, 14,68 % - этана. Содержание азота не большое – 11,53 %. Гелий и сероводород не обнаружены.

Свойства пластовой воды. Пробы воды были отобраны при испытании разведочных скважин 98 и 147.

Содержание ионов и примесей в пластовой воде приведены в табл. 2.8.

По результатам химического анализа пластовые воды тиманского горизонта хлоркальциевого типа с минерализацией 235,36-244,2 г/л, плотностью 1,162-1,179 г/см³.

Запасы нефти

Впервые запасы нефти на Азинском поднятии были подсчитаны на материалах 2-х поисково-разведочных скважин и поставлены на Государственный баланс по состоянию на 01.1996 г. в количестве 710 тыс.т - балансовых, 369 тыс.т - извлекаемых по категории С₁ и 663 тыс.т – балансовых, 345 тыс.т - извлекаемых по категории С₂.

В 1996 году институтом «УдмуртНИПИнефть» по данным трех разведочных скважин был выполнен оперативный подсчет запасов нефти. Начальные запасы нефти были утверждены ЦКЗ Министерства природных ресурсов РФ (протокол № 154 от 25.03.97 г.) и поставлены на баланс в количестве:

- по категории С₁ 1177 тыс.т – балансовые, 471 тыс.т – извлекаемые;

- по категории С₂ 123 тыс.т – балансовые, 49 тыс.т – извлекаемые.

В последующие годы было пробурено 9 глубоких скважин (в т.ч. 8 - эксплуатационных), проведены геофизические работы методом НВСП, результаты которых позволили уточнить геологическое строение месторождения.

С учетом всей геолого-геофизической информации ООО «Тех-обеспечение XXI» выполнен подсчет запасов нефти по состоянию на 01.01.07 г. Основой для построения подсчетных планов послужили материалы детализационных сейсморазведочных работ НВСП и данные глубокого бурения. Площадь нефтеносности залежи, согласно этих построений, уменьшилась почти в два раза. Подсчетные параметры были уточнены по результатам геолого-промысловых исследований скважин и керна. Значения принятых параметров в сравнении с первоначальными изменились незначительно:

· нефтенасыщенная толщина – 2,5 м, уменьшилась на 0,1 м (-3,8 %);

· коэффициент пористости - 0,17 д.ед., (в предыдущем - 0,16);

· коэффициент нефтенасыщенности – 0,67 д.ед., (ранее был принят – 0,64);

· плотность нефти – 0,881 г/см³, (ранее – 0,877)

· коэффициент извлечения нефти принят утвержденный ранее (протокол ЦКЗ № 154 от 25.03.97 г.).

Запасы нефти подсчитаны объемным методом по зонам (чисто-нефтяной и водонефтяной) и утверждены ЦКЗ МПР России (протокол № 309 от 19.09.2007 г.). Начальные геологические запасы нефти месторождения составляют:

- по категории С₁ 746 тыс.т (из них 160 тыс.т сосредоточены в ВНЗ);

- по категории С₂ 15 тыс.т (из них 5 тыс.т – в ВНЗ).

Согласно принятого коэффициента нефтеизвлечения (0,4 д.ед.), извлекаемые запасы нефти равны:

- по категории С₁ 298 тыс.т (из них 64 тыс.т – в ВНЗ);

- по категории С₂ 6 тыс.т (из них 2 тыс.т – в ВНЗ).

Суммарные извлекаемые запасы нефти (кат. С₁+С₂) уменьшились в 1,7 раза или на 216 тыс.т.

Запасы растворенного газа не утверждены ввиду небольшого объема газа.

По состоянию на 01.2007 г. с начала разработки отобрано 164,5 тыс. т нефти, что составляет 55,2 % от начальных извлекаемых запасов промышленных категорий. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 22,0 %. Остаточные запасы нефти в целом по месторождению составляют 581,5 тыс.т – геологические и 133,5 тыс. т - извлекаемые.

Соотношение остаточных извлекаемых запасов нефти и накопленной добычи на дату составления технологической схемы приведено на рис. 2.8.

Рисунок 2.8 - Состояние извлекаемых запасов нефти на 01.2008 г.