Свойство и состав пластовых флюидов

Пласт ВК₁. Нефть викуловского горизонта (ВК₁) по месторождению в целом представлена 99 поверхностными пробами из 51 скважины и 10 глубинными пробами из скважин 755Р, 6362Гр, 6383Гр.

Таблица 1.2 — Характеристика каверновой и трещинной составляющих порового пространства коллекторов триаса.

На стадии оценки запасов (НАЦ ХМАО, 2000 г.) для обоснования параметров использованы материалы изучения продукции скважин, вскрывших викуловский горизонт в пределах месторождений Красноленинского района (Каменное, Лебяжье, Пальяновское, Ем-Еговское). Ввиду отсутствия в этот период дополнительной информации подсчетные параметры по району скважин 723−734 и скважин 712, 714 приняты следующие подсчетные параметры (табл. 4.48−4.52):

• — газовый фактор — 22 м³/т;
• — плотность дегазированной нефти — 0.855 г/см³;
• — пересчетный коэффициент — 0.92.

Эти значения параметров использованы для оценки запасов в районе скважин 723−734.

Исследования глубинных проб из скважин 755Р, 6362Гр, 6383Гр выполнены в период после оценки запасов (2007;2009 гг.). Результаты проведенных исследований выявили некоторое отличие фактических параметров пластовой нефти от принятых: по всем исследованным пробам газовый фактор колеблется от 13.49 до 15.99 м³/т (в среднем 15 м³/т), плотность дегазированной нефти составляет в среднем 854 кг/м³, пересчетный коэффициент составляет около 0.95. При оценке запасов (по состоянию на 01.01.2010) эти параметры приняты за основу для большей части залежи (см. табл. 4.48−4.52). В целом материалы анализов можно считать представительными, однако на основании изучения результатов исследования поверхностных проб викуловского горизонта в целом по месторождению следует ожидать более высоких значений газового фактора и, следовательно, более низких, по сравнению с выявленными, величин пересчетного коэффициента (около 30% исследованных устьевых проб нефти имеют плотность от 0.81 до 0.84 г/см³, что косвенно указывает на повышенное газосодержание).

По результатам анализа поверхностных проб дегазированная нефть характеризуется как малосернистая, малосмолистая, парафинистая, преимущественно легкая, маловязкая и средней вязкости. Обращает на себя внимание аномально высокая плотность (и взаимосвязанные колебания других параметров) дегазированной нефти в зонах скважины 740Р (Северный участок — до 0.889 г/см³ при общем диапазоне от 0.81 до 0.86 г/см³) и скважины 743Р (Центральный участок — 0.861 г/см³). Выявленная аномалия свойств в районах указанных скважин отчетливо прослеживается по всему разрезу месторождения до триасовых отложений и связана, по-видимому, со структурными нарушениями в зонах тектонического дробления и растяжения.

Следует отметить определенную нестабильность характеристик нефти по мере отработки скважины. В частности, за период с 10.03.2006 г. по 16.03.2006 г.

плотность дегазированной нефти из скважины 901Р (интервал перфорации 1499−1514 м) снизилась с 841 кг/м³ до 827 кг/м³. Аналогичная или обратная тенденция отчетливо просматривается и по другим скважинам, где проведен многократный отбор устьевых проб.

Пласт ЮК₀. Характеристика продукции скважин баженовской свиты в пределах месторождения представлена результатами исследования 42 поверхностных проб из 31 скважины. Имеющийся анализ растворенного нефтяного газа, выполненный на образце поверхностной пробы из скважины 723 (Северный участок, интервал испытания 2445−2477 м), явно искажен влиянием воздуха и других примесей (концентрация азота более 16%). По результатам анализа поверхностных проб нефть характеризуется как малосернистая, малосмолистая, парафинистая, легкая, преимущественно маловязкая.

Численные значения подсчетных параметров, использованные при оценке запасов нефти и растворенного газа пласта ЮС₀ (НАЦ ХМАО, 2000 г.):

• — газовый фактор — 60 м³/т;
• — плотность дегазированной нефти — 0.810 г/см³;
• — пересчетный коэффициент — 0.72.

Принятые значения подсчетных параметров представляются не вполне корректными величина газового фактора явно не соответствует значениям пересчетного коэффициента и плотности нефти. Наиболее вероятно, что газосодержание нефти будет составлять не менее 90−100 м³/т.

Пласт ЮК₁. Характеристика нефти залежи пласта ЮК₁ представлена результатами исследования трех глубинных проб из скважины 785Р и 27 поверхностных проб из 11 скважин. По материалам исследований в условиях пласта нефть повышенной степени газонасыщенности (141 м³/т при дифференциальном разгазировании), легкая, маловязкая, с давлением насыщения почти в два раза ниже пластового давления. Величина пересчетного коэффициента колеблется от 0.706 до 0.714 при среднем значении 0.711 (см. табл. 4.48−4.49). Плотность дегазированной нефти (дифференциальное разгазирование) в среднем составляет 0.815 г/см³, что подтверждается результатами анализа устьевых проб из этой же скважины. Принимая во внимание ограниченный объем исследований глубинных проб (одна скважина), необходимо продолжить изучение состава и свойств пластовых флюидов для уточнения подсчетных параметров и корректировки запасов.

Пласт ЮК₂₋₃. Характеристика нефти залежи пласта ЮК₂₋₃ представлена результатами исследования 15 глубинных проб из четырех скважин и 47 поверхностных проб из 32 скважин. Принятые при оценке запасов значения подсчетных параметров:

• — газовый фактор — 120 м³/т;
• — плотность дегазированной нефти — 0.823 г/см³;
• — пересчетный коэффициент — 0.734.

По результатам комплексного исследования 15 глубинных проб из скважин 785Р, 742Р, 757Р, 911П газовый фактор меняется от 116 до 147 м³/т, плотность нефти — от 0.815 до 0.822 г/см³, пересчетный коэффициент — от 0.697 до 0.736.

Растворенный газ жирный, с содержанием целевых компонентов группы С₃₊ более 26% объемных (табл. 4.48). По материалам изучения поверхностных проб дегазированная нефть легкая (в среднем около 830 кг/м³), маловязкая (5.6 мПаЧс при 20^°С), малосернистая (0.28% масс.).

Пласт ЮК₄. В пределах залежи выделяются два участка с различными значениями подсчетных параметров. Характеристика пластовых флюидов участка в районе скважин 709−795, 713, 737−739−713 при оценке запасов была принята по аналогии с параметрами, использованными для пласта ЮК₂₋₃:

• — газовый фактор — 120 м³/т;
• — плотность дегазированной нефти — 0.823 г/см³;
• — пересчетный коэффициент — 0.734.

Для участка в районе скважин 737−780, 739−751, 7757, 826 при оценке запасов условно приняты следующие значения параметров:

• — газовый фактор — 60 м³/т;
• — плотность дегазированной нефти — 0.830 г/см³;
• — пересчетный коэффициент — 0.7.

Принятые значения подсчетных параметров для второго из рассматриваемых участков представляются не вполне корректными, величина газового фактора явно не соответствует указанным значениям пересчетного коэффициента и плотности нефти. Наиболее вероятно, что газосодержание нефти будет составлять не менее 90−100 м³/т, что подтверждается результатами исследования трех глубинных проб из скважины 795Р (инт. перфорации. 2570−2603 м). По данным исследований, среднее значение газового фактора составило 102 м³/т при плотности нефти 0.828 г/см³ и величине пересчетного коэффициента 0.761.

Растворенный газ жирный, с содержанием целевых компонентов группы С₃₊ около 25% объемных. По материалам изучения поверхностных проб (исследовано 13 проб из восьми скважин) дегазированная нефть легкая (в среднем около 831 кг/м³), маловязкая (4.9 мПаЧс при 20°С), малосернистая (0.25% масс.). По физико-химической характеристике нефть пласта ЮК₄ практически не отличается от показателей нефти вышележащего объекта.

Пласт ЮК₅. Характеристика нефти залежи пласта ЮК₅ представлена только результатами исследования семи поверхностных проб из семи скважин. Глубинные пробы пластовой нефти не исследовались. По данным исследования поверхностных проб нефть легкая (0.823−0.863 г/см³), маловязкая (в среднем 8.6 мПаЧс), малосернистая (0.28% масс.). При обосновании подсчетных параметров учтены показатели, принятые ранее при оценке запасов (НАЦ ХМАО, 2000 г.):

• — газовый фактор — 60 м³/т;
• — плотность дегазированной нефти — 0.830 г/см³;
• — пересчетный коэффициент — 0.7.

Принимая во внимание результаты анализа всего объема поверхностных и глубинных проб из скважин, вскрывших юрские отложения, следует отметить повышенную вероятность более высокого (по сравнению с принятым) реального газового фактора при некотором снижении фактической плотности дегазированной нефти и росте пересчетного коэффициента. Необходимо продолжить изучение состава и свойств пластовых флюидов для уточнения подсчетных параметров и корректировки запасов.

Триасовые отложения. Нефти триасовых отложений исследованы на образцах 134 глубинных проб из 37 скважин и 355 поверхностных проб. По материалам комплексного исследования глубинных проб газовый фактор нефти при дифференциальном разгазировании колеблется от 54 до 149 м³/т, плотность дегазированной нефти — от 0.818 до 0.839 г/см³, пересчетный коэффициент — от 0.693 до 0.843. Основные характеристики пластовых флюидов в условиях пласта и при различных способах разгазирования, принятые в пределах двух выделяемых районов представлены в табл. 4.48−4.49.

По результатам анализов нефть характеризуется как легкая, маловязкая, малосернистая, малосмолистая, парафинистая, с выходом фракций до 300^°С в среднем более 50% объемных. Температура застывания нефти колеблется от (-59) ^°С до (+7) ^°С при среднем значении около (-25) ^°С. Шифр технологической классификации — I Т₁ П₂. По результатам микрокомпонентного анализа содержание ванадия, никеля и железа в нефтях не превышает средних значений концентраций этих компонентов по Сургутскому району в целом и промышленного интереса не представляет.

Состав и свойства пластовых вод Рогожниковского месторождения изучены на образцах более 350 проб (включая пробы из скважин совместной эксплуатации), в том числе в пределах викуловского горизонта исследованы 95 проб из 39 скважин, по объектам юрского комплекса исследованы 16 проб из 10 скважин, пластовые воды триаса охарактеризованы материалами анализа 242 проб из 50 скважин. В большинстве проб отмечается присутствие или следы технических растворов. При обосновании диапазона изменения и средних значений параметров использованы результаты анализов проб, признанных качественными.

В пределах пласта ВК₁ минерализация пластовой воды изменяется от 13.6 г/л до 14.2 г/л при среднем значении 13.9 г/л, средняя плотность воды в стандартных условиях — 1010 кг/м³.

Достоверная информация о составе и свойствах пластовых вод юрского комплекса отсутствует (во всех исследованных пробах присутствуют технические растворы). На существующей стадии изученности минерализация вод пластов ЮК₀-ЮК₅ принята по аналогии с пластовой водой триасовых отложений (численные значения параметров воды в условиях пласта рассчитаны с учетом термобарических условий в залежах).

Наиболее полно изучены пластовые воды триасовых отложений. По материалам изучения проб, признанных качественными, минерализация изменяется от 18.3 до 37.2 г/л при среднем значении 23.5 г/л. Средняя плотность воды в стандартных условиях составляет 1017 кг/м³.

Химический тип вод — гидрокарбонатно-натриевый (по В.А. Сулину), основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, калия, кальция, гидрокарбоната, хлора, сульфат-иона. В качестве микрокомпонентов присутствуют железо, бром, йод (в концентрациях, не имеющих промышленного значения). В пластовых условиях вязкость вод колеблется от 0.26 мПаЧс (палеозой) до 0.50 мПаЧс (викуловская свита), плотность — от 967 до 999 кг/м³ (табл. 1.3). Предельное (максимальное) газосодержание пластовых вод на локальных участках вблизи водонефтяного контакта может достигать 3 м³/м³, уменьшаясь к периферии до 0.8−1.0 м³/м³. Содержание тяжелых углеводородов в составе водорастворенных газов не более 3−4%, однако, вблизи контуров нефтяных залежей оно может достигать 10−12%. Сероводород в составе водорастворенных газов по району в целом не обнаружен.

Таблица 1.3 — Свойства и состав пластовых вод Рогожниковского месторождения.