Общая характеристика нефтегазодобывающего предприятия и района работ

 

Пласт Т

 

Несколько отличается от визейской  пластовая нефть из отложений турнейского яруса. Она имеет меньшую величину давления насыщения (6,15-6,3 МПа), на 40% ниже ее газонасыщенность и, соответственно, выше плотность и вязкость.

Однако, свойства разгазированной  и поверхностной нефти, а также  ее состав почти не отличается от яснополянской. Возможно, это обусловлено некачественным отбором глубинных проб, т. к. при сопоставлении газонасыщенности нефти с промысловым газовым фактором обнаружена большая разница (соответственно, 25,2 и 67,4 м³/т). Поэтому при проведении пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать и исследовать глубинные пробы из турнейских отложений.

При разработке залежи не следует  снижать пластовую температуру  ниже 15°С, а на поверхности - ниже 16°С в целях предотвращения парафиноотложения.

При рассмотрении анализов по компонентному составу газа однократного и дифференциального дегазирования также можно предположить частичную потерю газа при

отборе глубинных  проб, т. к. в газе из пласта Т содержится на 2-7% меньше легких компонентов (азота  и метана), чем в визейском газе. Именно эти компоненты являются

наиболее подвижными и при снижении давления первыми покидают нефть.

Отличительной особенностью турнейского  газа является присутствие в нем сероводорода от 0,19 до 0,26% .

 

 

 

 

 

Таким образом, для получения полной и достоверной информации по физико-химическим характеристикам пластовых флюидов на Трифоновском месторождении необходимо в процессе пробной эксплуатации отобрать и проанализировать глубинные пробы нефти в скв.548, пласт Тл_2б, а также из одной-двух скважин из турнейских отложений, поверхностные пробы - из пластов Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₁, Бб₂, Мл также из одной-двух скважин с минимальной обводненностью.

Свойства нефти, газа, конденсата и  воды, а так же характеристики нефтеводоносности приведены в таблице 2.3.1

Зависимость параметров пластовой нефти от давления приведена на рисунке 2.3.1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3.2. Физико - химическая  характеристика подземных вод

 

Физико-химическая характеристика подземных  вод продуктивных отложений приводится по результатам химанализа 3 представительных проб. В связи с недостаточным объемом опробования подземные воды тульских отложений охарактеризованы по данным соседней разведочной скважины Енапаевской площади (табл. 2.9).

Термодинамические условия исследуемого района, необходимые для расчетов объемного коэффициента и вязкости подземных вод, оценивались по эмпирическим зависимостям начального пластового давления ( Р,МПа ) и начальной температуры ( Т,° С ) от глубин их измерения ( Н, м):

Р = 0.0098 *Н -0.016 , Т = 0.0165* Н+ 3.0  .

Объемный коэффициент рассчитывался  с учетом рекомендаций Ю. П. Гаттенбергера , а вязкость воды в пластовых  условиях - по зависимости М. И. Зайдельсона  и А. И. Чистовского ( 1960 ). Степень  насыщения вод сульфатами кальция  определялась по методике А. И. Чистовского.

Пластовые воды палеозойских отложений  представлены высоко-метаморфизованными (отношение rNa/rCl = 0.67-0.73) рассолами хлоркальциевого  типа.

В начальных пластовых условиях подземные воды терригенных (тульских и бобриковских) и карбонатных  (турнейских) отложений были насыщены сульфат - ионами соответственно на 13.6-13 и 117.9%.

Воды продуктивных пластов являются потенциальным промышленным сырьем по содержанию ценных компонентов: иода, брома, кальция, магния, калия. В целом  приведенные гидрогеохимические показатели свидетельствуют о благоприятных условиях для сохранения углеводородных залежей.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                 2.4. Запасы нефти и растворенного газа

 

Подсчет запасов нефти проведен объемным методом по состоянию на 1.01.2004г. в соответствии с действующей инструкцией.

В основу подсчета запасов  положены подсчетные планы по кровле нефтяных пластов и карты эффективных  нефтенасыщенных толщин, построенные по данным бурения поисковой, разведочных и опережающих эксплуатационных скважин с учетом сейсморазведки.

Площади залежей определялись планиметрированием. Эффективные нефтенасыщенные  толщины рассчитывались, как средневзвешенные по площади для каждого пласта и категорий запасов по картам изопахит.

Выделению эффективных толщин предшествовала детальная корреляция разреза и интерпретация ГИС, результаты которой представлены в приложении 4, 5.

Величины остальных параметров, участвующих в формуле подсчета запасов объемным методом, определялись по результатам ГИС, данным керна, проб нефти и газа и вычислялись, как среднеарифметические или средневзвешенные по толщинам.

Как отмечалось в главе «Нефтегазоносность», в разрезе Трифоновского месторождения на основании детальной корреляции выделено 7 продуктивных пластов – подсчетных объектов: Т₁, Мл₂, Мл₁, Бб₂, Бб₁,    Тл_2-б1, Тл_2а.

 

Пласт Т₁

 

Запасы нефти центральной части  залежи отнесены к категории С₁. Границей категории на юго-западе является тектонический экран, на юге – контур нефтеносности, с северо-запада и северо-востока – линии проведенные на расстоянии двойного радиуса дренажа скв. 201, 532, 576 (900 м).

Основанием послужило:

1. Пласт испытан в 12 скважинах (201, 203, 204, 220, 305, 308, 507, 532, 570, 574, 575, 576). В 9 скважинах получены промышленные притоки нефти дебитом от 2.9 т/сут (скв. 507) до 26.2 т/сут (скв. 575, d_шт=5мм).
2. Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 16 скважин и интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.
3. Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная

нефтенасыщенная толщина изучены по материалам промысловой геофизики 21 скважины (65 определений), а также по данным лабораторных исследований образцов керна, отобранных из 7 скважин (62 опр.).

4. Физико-химические свойства нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам, отобранным из 7 скважин.
5. В 11 скважинах проведены гидродинамические исследования.

Запасы остальных частей залежи пласта Т₁, в пределах контура нефтеносности, отнесены к категории С₂ на основании:

1. Неразведанная часть залежи (северо-восточная), примыкающая к участку с запасами более высокой категории.
2. Пласт в районе скважины 535 не опробован.
3. Форма, размеры, толщина и коллекторские свойства пласта в северо-восточной части месторождения приняты по результатам интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.
4. Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина северо-западной части залежи изучены по данным промысловой геофизики скв. 535 (3 опр.), а также лабораторных исследований образцов керна из этой же скважины (3 определения).

 

 

Пласт Мл₂

 

К пласту приурочены две залежи. Запасы нефти залежи, расположенной в районе скважины 535, оценены по категории С₁ на площади, ограниченной контуром нефтеносности, на основании следующего:

1. Из скважины 535 при испытании в колонне получен промышленный приток нефти, дебитом 9,0 т/сут на 5 мм штуцере.
2. Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 1 скважины и обработки данных сейсморазведки методом 3D.
3. Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина изучены по данным ГИС и лабораторным исследованиям керна 535 скважины.
4. Физико-химические свойства нефти изучены по 7 глубинным и 1 поверхностной пробам из скв. 535.

 

5. В скв. 535 проведены  гидродинамические исследования.

Границей запасов нефти  категории С₁ залежи, расположенной в центральной части месторождения, на юго-западе является тектоническое нарушение, на юго-востоке – зона литологического замещения, на северо-западе – контур нефтеносности, на северо-востоке – линия, проведенная на расстоянии двойного радиуса дренажа скв.548 (900 м). Запасы остальной части залежи отнесены к категории С₂.

Основанием для отнесения  запасов к кат. С₁ послужило:

1. Из скважин 548 и 408 при испытании в колонне получен приток нефти дебитом 17,0 т/сут (d_шт=5 мм) и 1,8 т/сут соответственно.
2. Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 11 скважин и обработки данных сейсморазведки методом 3D.
3. Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина изучены, как по данным промысловой геофизики (12 скважин,13 определений), так и по лабораторным исследованиям керна 576 скважины (7 опр.).
4. Физико-химические свойства нефти изучены по 5 глубинным и 1 поверхностной пробам из скв. 548.
5. В скважинах 548 и 408 проведены гидродинамические исследования.

Часть запасов нефти оценена  по кат. С₂, так как:

1. Неразведанная часть залежи, примыкающая к участку с запасами более высокой категории.
2. Форма, размеры, толщина и коллекторские свойства пласта приняты по результатам интерпретации данных сейсморазведки методом 3D .

 

Пласт Мл₁

Запасы нефти отнесены к категории  С₂. Контуром категории на севере является граница замещения коллекторов плотными породами, на юге – контур нефтеносности.

Основанием для оценки запасов  нефти залежи по кат. С₂ послужило:

1. Проницаемый и нефтенасыщенный по ГИС, неопробованный пласт, залегающий между пластами, содержащими залежи с более высокими категориями.
2. Форма и размеры залежи определены по результатам интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.
3. Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина определены по данным ГИС 4 скважин (4 определений).
4. Пробы пластовых флюидов не отбирались. На основании геологических условий формирования и размещения залежей пластов Мл₁ и Мл₂, параметры нефти приняты по аналогии с нефтью нижележащего пласта Мл₂.

 

 

Пласт Бб₂

 

Запасы нефти в пределах принятого ВНК оценены по категории С₁ исходя из следующего:

1. При испытании в колонне скв. 303, 305, 507 и 548 получены промышленные притоки нефти, дебитом от 4,9 до 21,0 т/сут. В неопробованных скважинах получены положительные результаты по ГИС.
2. Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 9 скважин и интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.
3. Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина изучены по данным ГИС 11 скважин (13 определений) и лабораторным исследованиям керна из 5 скважин (67 определений).
4. Физико-химические свойства нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам скв. 305 и 507.
5. Проведены гидродинамические исследования в 4 скважинах.

 

Пласт Бб₁

 

Границей категории С₁ является контур нефтеносности, с северо-востока – линия, проведенная на расстоянии двойного радиуса дренажа в скв. 548 и 307 (900 м). Запасы остальной части залежи отнесены к категории С₂.

Основанием для оценки запасов  нефти по категории С₁ является:

1. Из скв. 307 и 548 при испытании в колонне получен промышленный приток нефти, дебитом 7,5 и 10,3 т/сут соответственно на штуцере 3 мм. В неопробованных скважинах получены положительные результаты по ГИС.
2. Тип, форма и размеры залежи установлены по результатам бурения 15 скважин и интерпретации данных сейсморазведки методом 3D.
3. Литологический состав, коллекторские свойства, нефтенасыщенность и эффективная нефтенасыщенная толщина изучены по данным ГИС 18 скважин (31 определение) и

 

 

4. лабораторным исследованиям керна из 7 скважин (45 определений).
5. Физико-химические свойства нефти изучены по 7 глубинным и 2 поверхностным пробам из скв. 548.
6. Проведены гидродинамические исследования в двух скважинах (307 и 548).

Основанием для оценки запасов  нефти части залежи по категории С₂ является:

1. Неразведанная часть залежи, примыкающая к участку с запасами более высокой категории.
2. Форма, размеры, толщина и коллекторские свойства пласта приняты по результатам интерпретации данных сейсморазведки методом 3D .