Свойства и состав пластовых флюидов

Свойства нефти в пластовых условиях

Средние значения основных параметров, определенных по результатам анализа глубинных проб нефти, приведены в таблице 2.

Таблица 2. Свойства нефти в пластовых условиях.

Нефти верейских отложений характеризуются по принятой классификации как средние по плотности и с повышенной вязкостью. Сравнение физико-химических свойств нефти показывает, что плотность нефти в пластовых условиях по пласту B-II выше (0,8828 г/см3), чем по пласту B‑IIIa (0,8783 г/см3), что связано сее более низким газосодержанием (17,49 м3/т). Нефть пласта B‑IIIa характеризуется более низкой динамической вязкостью (16,02 мПа·с). Нефть, отобранная в пробах из совместных пластов B-II, B-IIIa и B-IIIб верейского горизонта (скв. 194R, 1985 и 2016) , по своим свойствам близка к нефти из пласта B-IIIa, поэтому параметры нефти для пласта B-IIIб рекомендуется брать по аналогии с пластом B-IIIa. Диапазон изменения физических свойств нефти по пластам месторождения не велик, что позволяет отметить их однотипность.

В башкирском ярусе большая часть представительных проб (восемь из десяти) отобрана из совместных пластов, поэтому пласты охарактеризованы по средним значениям параметров нефти по всем пробам. Большинство параметров нефти, отобранной в скв. 131, 252 и 253 (на Черепановском поднятии) меняется значительно: диапазон изменения динамической вязкости: 10,19-22,04мПа∙с, плотности нефти в пластовых условиях: 0,8541-0,8950 г/см3, объемного

коэффициента: 1,016-1,065, газонасыщенности: 11,60-24,76 м3/т; различия между давлениями насыщения значительно ниже, 4,60-6,10 МПа. Такое же изменение в значениях динамической вязкости, объемного коэффициента и газонасыщенности прослеживается и на Воткинском поднятии, соответственно: 13,6-28,73 мПа∙с, 1,025-1,040 и 10,8-18,0 м3/т. По месторождению в отложениях среднего карбона не наблюдается хорошо выраженной зависимости изменения параметров пластовой нефти с глубиной залегания и по площади.

Нефти башкирских отложений характеризуются как нефти с повышенной вязкостью (более 10,0 мПа∙с).

В визейском ярусе выделены семь продуктивных пластов с C-II по C-VII. Из-за недостатка проб отдельно по пластам, средние значения параметров нефти рассчитаны в целом для визейского объекта по всем имеющимся пробам. Нефти визейских отложений также характеризуются как нефти с повышенной вязкостью.

В турнейском ярусе выделены продуктивные пласты Ct-III, Ct-IV. Нефть малевско-упинского возраста (пласт Ct-IV) изучена по девяти представительным пробам, отобранным в скв. 131R, 180R, 306R, 1319, 1445 и 1811. Она характеризуется как тяжелая (0,9166 г/см³), высоковязкая (более 30 мПа∙с).По пластам Ct-III черепетского горизонта турнейского яруса и D3-zv заволжского надгоризонта фаменского яруса пробы не отбирались.

Газ, растворенный в нефти продуктивных отложений среднего и нижнего карбона, изучен при сепарации глубинных проб. Средние значения основных параметров газа приведены в таблице 3. Газ верейских и башкирских залежей по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота < 50%), визейских - азотно-углеводородным (содержание азота > 50%) , турнейских - азотным (содержание азота > 80%).

Таблица 3. Компонентный состав нефтяного газа.

Пластовые воды

Результаты анализа проб пластовой воды приведены в таблице 4. Воды исследованных гидростратиграфических подразделений являются высокоминерализованными рассолами хлор-кальциевого типа с промышленным содержанием йода и брома, плотностью 1.17г/см3, с очень низким содержанием гидрокарбонатов и сульфатов. Замеры концентрации водородных ионов pH единичные, значения близки к нейтральным, сдвинуты в сторону кислой среды.

Таблица 4.Характеристика пластовой воды

Выводы по геологическому разделу:

По месторождению выделяется 4 объекта эксплуатации, но основные промышленные скопления нефти приурочены к пласту В‑II башкирского яруса (около 43% от НИЗ).

Верейский объект.

В 2016 году добыто 354,8 тыс. т нефти при проектном уровне 390,3 тыс. т. Темп отбора отНИЗ – 1,5 %, проектный уровень – 1,6 %. Добыча жидкости составила – 1725,5 тыс. т (проектный уровень – 1768,0 тыс. т), обводненность составила – 79,5 % (проектное значение – 77,9 %). Текущая компенсация отборов закачкой составила – 103,6 % при проектной – 115,0 %.

Отставание фактической годовой добычи за 2016 год составило 9% от проектной и обусловлено тем, что средний дебит по нефти на 0,4 т/сут ниже проектного при превышении действующего добывающего фонда на 11 скважин (3%).

Башкирский объект.

По состоянию на 01.01.2017 г. по башкирскому объекту разработки отобрано 4766,3 тыс. нефти, что соответствует проектному значению. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,119 при проектном 0,118, отбор от НИЗ 34,9% при обводнённости продукции 89,7% (проектная 87,4%). Жидкости отобрано 14868 тыс. т , что почти соответствует проектному. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой соответствует проектной. Фонд добывающих скважин – 131, что на 9% меньше проектного, действующий фонд нагнетательных скважин – 45, что на 2 скв. меньше проектного, при этом накопленная компенсация отборов закачкой практически соответствует проектной, а текущая превышает проектную на 17,9%.

Визейский объект

На начало 2017 года накопленная добыча нефти составила 5786,7 тыс. т., накопленная добыча жидкости – 20113,3 тыс. т, отобрано 60,7 % от НИЗ (проектное значение 60,6%), при обводненности 90,3 % (выше проектной на 3 %).

Турнейский объект

За 2016 г. добыча нефти составила 424 тыс. т, что составляет 90% от проектного уровня. По состоянию на 01.01.2007 г. по турнейскому объекту отобрано 8194 тыс. т нефти (98 % от проектного значения), текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,188 (при проектном 0,190). Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 48,2 %, при обводнённости продукции 87,6% (проектное значение – 48,7 % и 85,2% соответственно). Жидкости отобрано 27113,6 тыс. т (101 % от проектного значения). Накопленная закачка составила 4844,4 тыс. м³ (99 % от проектного уровня), годовая компенсация отбора составила 11 %, что соответствует проектному значению. Фонд добывающих скважин – 219 (93 % от проектного количества), действующий фонд нагнетательных скважин – 7 (78 % от проектного количества).