Геологическая часть (стр. 3 )

Ветлянское поднятие

Центральный участок

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти пласта В1 0,782 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,13 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 50,3 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,03 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,826 г/см3, газовый фактор 40,3 м3/т, объёмный коэффициент 1,114, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностной пробе 5,98 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,48 %), малосмолистая (4,95 %), парафинистая (5,60 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 52 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 1,58%, азота 15,40 %, метана 28,15 %, этана 22,09 %, пропана 21,58 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 32,01 %, гелия 0,031 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,120.

Восточный участок

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 0,765 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,15 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 45,5 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,25 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,821 г/см3, газовый фактор 35,8 м3/т, объёмный коэффициент 1,123, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностной пробе 8,44 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,35 %), малосмолистая (4,20 %), высокопарафинистая (6,36 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 51 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 1,51 %, азота 19,80 %, метана 31,40 %, этана 19,14 %, пропана 17,85 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 27,70 %, гелия 0,033 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,076.

Зуевское поднятие

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти составляет 0,804 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 5,95 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти - 53,2 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,83 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,846 г/см3, газовый фактор 43,4 м3/т, объемный коэффициент 1,117, динамическая вязкость разгазированной нефти по поверхностной пробе 9,46 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,68 %), смолистая (5,92 %), парафинистая (4,63 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 51 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 2,84%, азота 14,13 %, метана 22,03 %, этана 22,65 %, пропана 27,43 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 37,64 %, гелия 0,029 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,177.

Свойства пластовой нефти и физико-химическая характеристика дегазированной нефти приведены в таблицах 1.3, 1.4.

Таблица 1.3

Свойства пластовой нефти пласта В1

Наименование параметра	Центральный участок	Восточный участок	Зуевское поднятие
Пластовое давление, МПа	27,5	27,5	27,1
Пластовая температура, 0С	54	54	50
Давление насыщения газом, МПа	6,13	6,15	5,95
Газосодержание, м3/т	50,3	45,5	53,2
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	40,3	35,8	43,4
Плотность в условиях пласта, кг/м3	782	765	804
Вязкость в условиях пласта, мПаЧс	2,03	2,25	2,83
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4	9,06	9,64	8,4
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 0С:
–при однократном (стандартном) разгазировании	1,545	1,497	1,568
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1,35	1,297	1,418
Плотность дегазированной нефти, кг/ м3, при 20 0С
–при однократном (стандартном) разгазировании	835	830	856
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	826	821	846

Таблица 1.4

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта В1

Наименование параметра	Центральный участок	Восточный участок	Зуевское поднятие
Плотность по поверхностным пробам при 20 0С, кг/м3	826	821	846
Вязкость динамическая по поверхностным пробам, мПаЧс:
при 20 0С	5,98	8,44	9,46
при 50 0С	-	-	-
*Молярная масса, г/моль	197	190	225
Температура застывания, 0С	-7	-3	-12
Массовое содержание, %
серы	1,48	1,35	1,68
смол силикагелевых	4,95	4,2	5,92
асфальтенов	1,14	0,89	2,29
парафинов	5,6	6,36	4,63
воды	3,6	0,2	1,7
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	48	48	48
никель	10,7	10,7	10,7
Температура плавления парафина, 0С	65	66	62
Температура начала кипения, 0С	55	71	60
Шифр технологической классификации (по ГОСТ Р 51858-2002)	Класс 2, тип 0, группа 3, вид 1	Класс 2, тип 0, группа 3, вид 1	Класс 2, тип 1, группа 3, вид 1

1.6.2 Свойства и состав воды

Воды верхних водоносных горизонтов, приуроченные к зоне активного водообмена, хорошо изучены структурным бурением. На Ветлянском месторождении они залегают в отложениях четвертичного возраста, неогена, юры, триаса и верхней перми [1].

По пласту В1 глубина залегания водовмещающих пород составляет 2469,2-2548,1 м, толщина – 16,5-37,2 м. Количество водоносыщенных пропластков колеблется от 2 до 21, толщина проницаемых пропластков 0,2-4,9 м. Верхним водоупором служит пачка глин бобриковского горизонта, толщина которой не превышает 10 м.

Физико-химические свойства и состав воды пласта В1 изучался по результатам 6 проб. Согласно этим данным вода пласта В1 характеризуется плотностью 1,168-1,180 г/см3, минерализацией 254,52-279,76 г/л, первой соленостью 88,85-91,08 %-экв. Содержание кальция 6,11-7,82 г/л, магния 1,34-1,95 г/л, сульфатов 0,79-1,04 г/л.

1.7 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Расчет запасов нефти и газа (балансовых и извлекаемых) производится на начало разработки и по состоянию на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом [10].

При подсчёте используется следующая формула объёмного метода:

Q бал = F · h · m · Kн · с · и,  тыс. т  (1.1)

где:  F – площадь нефтеностности, тыс. м2;

h – средневзвешанная эффективная нефтенасыщенная толщина, метры;

m – коэффициент пористости, доли единиц;

Kн – коэффициент нефенасыщенности, доли единиц;

с – плотность нефти, т/мі;

и – пересчётный коэффициент, учитывающий усадку нефти, д. ед.

Пересчетный коэффициент рассчитывается по формуле:

θ =  (1.2)

где:  В - объемный коэффициент.

Извлекаемые запасы определялись умножением балансовых запасов на коэффициент извлечения нефти – в.

Таблица 1.5

Исходные данные

Параметры	Пласт В1
Центральный участок	Восточный участок	Зуевское поднятие
Площадь нефтегазоносности F, тыс. м2	9446	2860	5383
Средняя нефтенасыщенная толщина h, м	9,6	4	5,9
Коэффициент пористости m, доли ед.	0,12	0,12	0,13
Коэффициент нефтенасыщености Kн, доли ед.	0,84	0,81	0,84
Плотность нефти с, г/м3	0,826	0,821	0,846
Объемный коэффициент нефти В, доли ед.	1,114	1,123	1,117
Пересчетный коэффициент q, доли ед.	0,898	0,890	0,895
Газовый фактор Г, м3/т	40,3	35,8	43,4
Коэффициент извлечения нефти, в	0,385	0,308	0,374
Накопленная добыча нефти УQн на 01.01.2016 г., тыс. т	2047	51	479

Для примера расчет приведен по залежи Восточного участка. По остальным залежам расчеты проведены аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 1.6.