Расчет эффективности ГРП по трем объектам месторождения

          Пласт ЮВ1. стратиграфически приурочен к верхам васюганской свиты. В составе горизонта выделяются продуктивные пласты ЮВ1/1 и ЮВ1/2 представленные неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с прослоями и линзами карбонатных пород. Характерной является очень мелкая линзовидная текстура, так называемая "рябчиковая", обусловленная наличием микрослоев  и линзочек глин и углистого материала.

На площади месторождения в пласте ЮВ1 выделены основная залежь нефти, залежь приуроченная к северной оконечности Северо-Покурского поднятия и четыре мелких.

Промышленно нефтеносной на Урьевском месторождении является залежь пласта ЮВ1/1. Пласт ЮВ1/2 имеет зональное развитие в пределах основной залежи и в районе поисковой скважины 144П на Таежной структуре.

Основная залежь нефти пласта ЮВ1/1 охватывает площади Урьевской, Южно-Урьевской структур и распространяется на западное погружение Урьевского куполовидного поднятия.

Залежь характеризуется сложным геологическим строением. Имеет как структурный, так и литологический контроль. В связи с резко неоднородным строением пласта, присутствием обширных зон замещения коллекторов, характеризуется различными уровнями ВНК по площади. В восточной части залежи ВНК наклонен в северном направлении от -2540 м до -2587 м. В западной погружается до -2700 м.

На западе залежь выходит за лицензионные границы месторождения, распространяется к югу вдоль погружения Чумпасской площади и, очевидно, сливается с залежью Лас- Еганского месторождения на севере. По характеру изменения нефтенасыщенных толщин различаются восточная, центральная и западная части залежи.

В восточной части залежи, характеризующейся наиболее неоднородным строением пласта, толщины изменяются  от 1,2 м до 13,2 м. В центральной части пласт имеет выдержанное строение, но его толщины варьируют в пределах 1,0 - 3,6 м. В западной части пласт также достаточно выдержан и характеризуется нефтенасыщенными толщинами от 3 м до 12,6 м, с сокращением вблизи зон глинизации до 1,2 м - 2,4 м. В среднем по залежи нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м.

При испытании пласта были получены притоки нефти с начальными дебитами 1,02 - 33 м3/сут.

Таким образом, залежь пласта ЮВ1/1 характеризуется сложным геологическим строением. Является пластовой, литологически ограниченной. Ее протяженность в широтном направлении достигает 30 км, ширина изменяется от 3 км до 12 км, высота составляет 160 м.

Залежь пласта ЮВ1/2 имеет зональное развитие со сложной конфигурацией, в песчаной фракции преимущественно развита в центральной части Урьевской структуры, в районе разведочных скважин 1, 2, 9, 10. Ее границы обусловлены зонами отсутствия коллекторов, имеющими извилистые очертания, и контуром ВНК. Поверхность ВНК наклонена на север от -2540 -2550 м до -2587 м.

Нефтеносность залежи дополнительно к результатам разведочных скважин подтверждена 2 эксплуатационными скважинами, которые дали слабые притоки нефти дебитами 0,7 - 1,1 т/сут. А также результатами совместной эксплуатации с пластом ЮВ1/1 еще в 5 скважинах, которые работали с начальными дебитами нефти 3,9 - 14,7 т/сут. Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи изменяются от 0,8 м до 5,4 м, в среднем составляют 2,4 м.

Залежь является пластовой, литологически ограниченной. Имеет размеры 4 х 0,5 км, высоту до 30 м.

Кроме основной залежи выявлена нефтеносность пласта ЮВ1 в районах отдельных скважин : 175Р, 93Р и 98Р, 81Р (Ахская площадь), 144П (Таежная площадь), 148П и 151П (Северо-Покурское поднятие).

Коллекторами являются мелкозернистые песчаники, реже -среднезернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, серые, буровато-серые, однородные, или слоистые вследствие смены зернистости осадка, а также концентрации УРД и глинисто-слюдистого материала по плоскостям наслоения. Слоистость косо-волнистая, линзовидная, мелкая косая, горизонтальная. Характерно повышенное содержание пирита, нередко образующего крупные стяжения, а также карбонатных линз прослоев.

По вещественному составу исследованные коллекторы относятся к полимиктовому типу. Основными породообразующими компонентами являются кварц (40-50%) и полевые шпаты (25 -30%, до 40%) при стабильном преобладании кварца. Локально песчаники обогащены обломками интрузивных, эффузивных и осадочных пород в различных соотношениях и слюдами.

Все кластические компоненты, кроме кварца и кварцитов, неустойчивы к выветриванию и в различной степени изменены. Зерна кварца чистые, прозрачные, или мутные вследствие обильных воздушно-газовых включений. Полевые шпаты представлены микроклинами, ортоклазами и плагиоклазами.

Основная масса глинистого цемента коллекторов имеет аутигенное происхождение, представлена преимущественно каолинитом, с примесью хлорита, гидрослюды и характеризуется неоднородным пленочно-порово-базальным распределением. Карбонатный цемент в основной массе коллекторов имеет локально-поровое распределение (0,5 - 1%).

В целом по пласту ЮВ1/1 доминируют песчаники мелкозернистые (Мd=0,188 мм), хорошо отсортированные (Sо=1,73), малоглинистые (8,4%) и малокарбонатные (0,8%), которые в данных фациальных условиях обычно являются коллекторами IV - V классов.

Среднее значение пористости по пласту 15,7%, породы с пористостью выше 18% составляют всего 16%.

 Среднее значение проницаемости  по пласту составило 28,6,1*10-3 мкм2.

 

             Свойства пластовых флюидов.

 

Пластовые нефти Урьевского месторождения являются типичными для рассматриваемого района. В условиях пласта нефти Урьевского месторождения легкие, маловязкие, с давлением насыщения нефти газом  значительно ниже пластового давления. На локальных купольных участках газосодержание достигает максимальных значений при относительно низкой плотности дегазированной нефти. В приконтурных зонах газосодержание закономерно снижается, плотность нефти возрастает за счет гравитационных, диффузионных и окислительных процессов.

Вниз по разрезу месторождения увеличивается содержание растворенных углеводородов, количество светлых фракций, твердых парафинов, снижается содержание смол, асфальтенов, соответственно уменьшается плотность нефтей.

В составах жидкой и газовой фаз концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров, что характерно для чисто нефтяных залежей, не затронутых процессами биодеградации (или слабо биодеградированных).

 На основании критериев, предусмотренных стандартом ГОСТ 912-66, нефти Урьевского месторождения легкие и сравнительно легкие, маловязкие, малосмолистые, парафинистые, сернистые, с выходом фракций до 350С около 55%.

 

Пласт АВ1-2. По поверхностным пробам плотность нефти изменяется от 823 до 891 кг/м3, в среднем составляет  864 кг/м3, т.е. нефть относится к тяжелым. Кроме того, нефть пласта является парафинистой (в среднем 2,92 %), смолистой (8,07 %), сернистой (0,84 %), с содержанием асфальтенов – до 4,86 % (в среднем 3,16 %). Выход бензиновых фракций (до 200 °C) составляет порядка 24,3 % объемных, светлых (до 300 °С) – порядка 43,3 % объемных .

Пластовая нефть имеет следующие усредненные параметры, определенные при контактном разгазировании: газосодержание – 43 м3/т, плотность пластовой нефти – 806 кг/м3, сепарированной – 862 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость равна 2,23 МПа∙с (таблица 2.5.1).

По результатам дифференциального разгазирования: газосодержание – 38,0 м3/т, объемный коэффициент – 1,099, плотность сепарированной нефти – 858 кг/м3.

Компонентный состав газа (мольное содержание в %) при дифференциальном  разгазировании: содержание метана – 85,91 %, этана – 2,78 %, пропана – 3,53 %, изобутана – 1,57 % (таблица 2.5.2).

Пласт БВ6. По поверхностным пробам плотность нефти изменяется от 831 до 900 кг/м3, в среднем составляет 874 кг/м3, т.е. нефть относится к тяжелым. Кроме того, нефть пласта является парафинистой (в среднем 2,97 %), смолистой (в среднем 8,38 %), сернистой (в среднем 1,43 %), с содержанием асфальтенов – в среднем 1,32 %. Выход бензиновых  фракций (до 200 °С) составляет порядка 20,5 % объемных, светлых (до      300 °С) – порядка 39 % объемных.

Пластовая нефть имеет следующие усредненные параметры, определенные при контактном разгазировании: газосодержание – 44 м3/т, плотность пластовой нефти –  
809 кг/м3, сепарированной – 872 кг/м3. Вязкость пластовой нефти -  2,17 МПа∙с, т.е. нефть маловязкая.

По результатам дифференциального разгазирования: газосодержание – 39 м3/т, объемный коэффициент – 1,108, плотность сепарированной нефти – 865 кг/м3.

Компонентный состав газа (мольное содержание в %) при дифференциальном разгазировании: содержание метана – 83,48 %, этана – 3,43 %, пропана – 3,88 %, изобутана – 1,4 %.

Пласт БВ8. По поверхностным пробам плотность нефти изменяется от 846 до 916 кг/м3, в среднем составляет 860 кг/м3, т.е. нефть относится к тяжелым. Кроме того, нефть пласта является парафинистой (в среднем 2,74 %), смолистой (в среднем 5,13 %), сернистой (в среднем 0,84 %), с содержанием асфальтенов – в среднем 1,5%. Выход бензиновых  фракций (до 200 °С) составляет порядка 25,4 % объемных, светлых (до  
300 °С) – порядка 41,4 % объемных.

Пластовая нефть имеет следующие средние параметры, определенные при контактном разгазировании: газосодержание – 62 м3/т, плотность пластовой  нефти–772 кг/м3, сепарированной – 855 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость -  1,58 МПа∙с.

По результатам дифференциального разгазирования: газосодержание  – 54 м3/т, объемный коэффициент – 1,164, плотность сепарированной нефти – 849 кг/м3.

Компонентный состав газа (мольное содержание в %) при дифференциальном  разгазировании:  содержание метана – 73,35 %, этана – 5,81 %, пропана – 8,87 %, изобутана – 2,59 %.

Пласт БВ10. По поверхностным пробам  плотность нефти изменяется от 832 до 880 кг/м3, в среднем составляет 847 кг/м3, т.е. нефть относится к легким. Кроме того, нефть пласта является парафинистой (в среднем 2,42 %), смолистой (6,82 %), сернистой (0,98 %), с содержанием асфальтенов – до 6,32 % (в среднем 1,64 %). Выход бензиновых фракций (до 200 °С) составляет порядка 28,4 % объемных, светлых (до 300 °С) – порядка 52,3 % объемных.

Пластовая нефть имеет следующие усредненные параметры, определенные при контактном разгазировании: газосодержание – 75 м3/т, плотность пластовой нефти – 772 кг/м3, сепарированной – 844 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость равна 0,94 МПа∙с.

По результатам дифференциального разгазирования: газосодержание – 65,0 м3/т, объемный коэффициент – 1,167, плотность сепарированной нефти – 840 кг/м3.

Компонентный состав газа (мольное содержание в %) при дифференциальном  разгазировании: содержание метана – 67,28 %, этана – 9,95 %, пропана – 12,54 %, изобутана – 1,97 %.

Ачимовская толща. По поверхностным пробам плотность нефти изменяется от 840 до 844 кг/м3, в среднем составляет 842 кг/м3, т.е. нефть относится к легким. Кроме того, нефть пласта является парафинистой (в среднем 1,65 %), смолистой (5,24 %), сернистой (0,84 %), с содержанием асфальтенов – до 0,88 % (в среднем 0,58 %). Выход бензиновых фракций (до 200 °С) составляет порядка 30,6 % объемных, светлых (до 300 °С) – порядка 55,4 % объемных.

Пластовая нефть имеет следующие усредненные параметры, определенные при контактном разгазировании: газосодержание – 98 м3/т, плотность пластовой нефти – 752 кг/м3, сепарированной – 837 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость равна 0,63 МПа∙с.

По результатам дифференциального разгазирования: газосодержание – 82,0 м3/т, объемный коэффициент – 1,194, плотность сепарированной нефти – 833 кг/м3.

Компонентный состав газа (мольное содержание в %) при дифференциальном  разгазировании: содержание метана – 67,72 %, этана – 12,48 %, пропана – 12,09 %, изобутана – 1,04 %.

Пласт ЮВ1. По поверхностным пробам плотность нефти изменяется от 825 до 913 кг/м3, в среднем составляет 850 кг/м3, т.е. нефть относится к легким. Кроме того, нефть пласта является парафинистой (в среднем 2,03 %), смолистой (5,18 %), сернистой (0,94 %), с содержанием асфальтенов – до 0,78 % (в среднем 0,46 %). Выход бензиновых фракций (до 200 °С) составляет порядка 27,9 % объемных, светлых (до 300 °С) – порядка 49,8 % объемных.

Пластовая нефть имеет следующие усредненные параметры, определенные при контактном разгазировании: газосодержание – 98 м3/т, плотность пластовой нефти – 759 кг/м3, сепарированной – 844 кг/м3. Нефть маловязкая, вязкость равна 0,88 МПа∙с.

По результатам дифференциального разгазирования: газосодержание – 84,0 м3/т, объемный коэффициент – 1,200, плотность сепарированной нефти – 835 кг/м3.

Компонентный состав газа (мольное содержание в %) при дифференциальном  разгазировании: содержание метана – 68,41 %, этана – 11,24 %, пропана – 11,38 %, изобутана – 1,5 %.

 

 

Химический состав и свойства пластовых вод.

 

Химический состав и физические свойства пластовых вод в основном изучались по поверхностным пробам, отобранным при испытании скважин. Как показали результаты исследований, пластовые воды преимущественно хлоридно-кальциевого типа (по В. А. Сулину).

Концентрация полезных микрокомпонентов значительно ниже промышленных кондиций и не представляют интереса в качестве источника минерального сырья. Измеренная минерализация вод (по качественным пробам) колеблется от 20,8 до 26,6 г/л. В пластовых условиях воды имеют плотность в пределах от 981 до 997 кг/м3 при вязкости в диапазоне от 0,31 до 0,44  мПа∙с.

Максимальная величина газосодержания отмечается на локальных участках вблизи ВНК, достигая 2,3 – 2,8 м3/ м3, и уменьшается к периферии до 0,8 - 1 м3/ м3.

Химический состав хлоридно-кальциевых вод Урьевского месторождения отличается большим содержанием ионов Na+ и Cl-. Максимальное количество ионов Na+ и Cl-, достигает ─ 9078,9 мг/л и 16829,9 мг/л, соответственно. Также, хотя и в меньшем количестве присутствуют ионы Ca++  ─ 687,8-1192,2 мг/л.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Расчет эффективности проведения ГРП

 

Исходные данные

 

Месяц			июн.10		июл.10		авг.10		сен.10		окт.10		ноя.10	дек.10		янв.11		фев.11
Всего по участку (Qн),т			122020		123176		124182		125166		126141		127075	128089		129209		130048
Всего по участку (Qж),т			166599		168828		171080		173175		175241		177392	179786		182741		185694
мар.11	апр.11	май.11		июн.11		июл.11		авг.11		сен.11		окт.11			ноя.11
131035	132021	132974		133957		135766		136928		138317		139787			141437
188985	192102	195319		198427		203249		207201		211675		216673			221863