Отчет по праткике на примере ООО «Бугурусланнефть»

Абсолютная проницаемость  варьирует от 2.8 х 10^-3 мкм² до 141.0 х 10^-3 мкм² и в среднем составляет 66.5 х 10^-3 мкм².

Остаточная  водонасыщенность по 2 определениям составляет в среднем 10.7 %.

Пласт Т_3-2

Фильтрационно-емкостные  свойства коллекторов пласта изучались в 3 скважинах. В лабораторных условиях пористость определялась по 12 определениям, проницаемость - по 11 определениям.

Пористость изменяется от 8.1 % до 9.9 % и в среднем составляет 9.1 %.

Проницаемость варьирует от 0.6 х 10^-3 мкм² до 37.9 х 10^-3 мкм², среднее значение по пласту 16.3 х 10^-3 мкм².

Остаточная  водонасыщенность по 2 определениям составляет в среднем 13.0 %.

Пласт Д_3-1

Эффективная часть  пласта охарактеризована керном в 10 скважинах. В лабораторных условиях выполнено 122 определения пористости, 107 определений проницаемости.

Открытая пористость изменяется от 7.3 % до 14.0 %, составляя в среднем 12.1 %.

Средняя проницаемость  равна 48.7 х 10^-3 мкм² и варьирует от 1.6 х 10^-3 мкм² до 154.0 х 10^-3 мкм².

Остаточная  водонасыщенность по 75 определениям составляет в среднем 10.0 % и изменяется от 5.3 % до 18.9 %.

Пласт Д_3-2

Коллекторские свойства пласта изучались в 8 скважинах, но только в одной керн отобран из эффективной части пласта. Определения пористости и проницаемости проводились по 5 образцам из одной скважины.

По результатам лабораторных исследований керна открытая пористость в среднем составляет 13.7 %, проницаемость - 99.0 х 10^-3 мкм².

Остаточная  водонасыщенность по 5 определениям составляет 7.4 %.

Пласт Д_4-0

Керном продуктивная часть не охарактеризована, лишь в четырех скважина вскрыта глинистая часть пласта.

Пласт Д₄

По данным керна  из 7 скважин пористость пласта изменяется от 9.1 % до 13.9 % и в среднем составляет 11.4 % (43 определения).

Проницаемость по результатам 40 определений в среднем равна 130.0 х 10^-3 мкм² и изменяется от 19.5 х 10^-3 мкм² до 288.0 х 10^-3 мкм².

Остаточная  водонасыщенность по 17 определениям изменяется от 3.5 % до 7.7 %, составляя в среднем 6.1 %.

Пласт Д_5-2

Коллекторские свойства пласта изучались в 6 скважинах.

По данным исследования керна пористость изменяется в пределах от 6.4 % до 15.0 %, составляя в среднем 10.6 % (64 определения).

Проницаемость варьирует от 1.0 х 10^-3 мкм² до 574.0 х 10^-3 мкм² (скв. 827) и в среднем составляет 186.0 х 10^-3 мкм² (47 определений).

Остаточная  водонасыщенность по 10 определениям составляет в среднем 19.7 % и изменяется от 17.6 % до 22 %.

Пласт Д_5-3

Коллекторские свойства эффективной части пласта изучены по керну из 4 скважин (скв. 285, 287, 293, 827).

По данным лабораторных анализов керна пористость меняется от 6.2 % до 13.5 %, среднее значение равно 8.9 % (56 определений).

Проницаемость варьирует от 0.4 х 10^-3 мкм² до 359.0 х 10^-3 мкм² (скв. 827) и в среднем составляет 58.7 х 10^-3 мкм².

Остаточная  водонасыщенность по 6 определениям изменяется от 20.8 % до 56.4 %, составляя в среднем 30.0 %.

Охарактеризованность  продуктивных пластов анализами  керна достаточно низкая, принять  подсчетные параметры (пористость, проницаемость  и нефтенасыщенность) по керну не представляется возможным. Объем выполненных исследований по изучению остаточной водонасыщенности коллекторов на керне также недостаточен.

 

Рисунок 4 - Зависимости коэффициентов пористости от коэффициентов остаточной водонасыщенности по данным капилляриметрии (класс 1) для пластов Д₃, Д_4-0, Д₄ и Д_5-2; уравнения минимальных значений К_во по капилляриметрии (класс 2); К_в* и К_в** - по результатам определений фазовых проницаемостей по нефти (класс 3) и воде (класс 4) для пластов Д₃, Д₄ и Д_5-2 Гаршинского месторождения.

 

Рисунок 5 - Зависимости остаточной водонасыщенности, определенной по капилляриметрии, от коэффициента проницаемости по пластам Д₃, Д_4-0, Д₄ и Д_5-2 Гаршинского месторождения

Относительные фазовые проницаемости по пластам  Б₂, Д₃ и Д_5-3 определялись на образцах керна Гаршинского месторождения в ООО «Бугурусланнефть», по пластам башкирского и турнейского ярусов, воробьевского горизонта и эйфельского яруса таких исследований не проводилось. Поэтому для продуктивных пластов А₄, Т₁, Т₂, Т₃, Д₄ и Д_5-2 были приняты обобщенные зависимости, приведенные в подсчете запасов по объектам карбона (1984 г.) и девона (1990 г.), вид кривых представлен в разделе 5.8.5.

Свойства и  состав пластовых флюидов

Залежи продуктивных пластов Гаршинского месторождения изучены 86 (68 учтены) поверхностными и 38 (23 учтены) глубинными пробами нефти, 33 (28 приняты) устьевыми пробами растворенного в нефти газа.

Пластовые флюиды башкирского яруса изучены восемью (семь учтены) поверхностными и двумя  глубинными пробами нефти, тремя (две приняты) устьевыми пробами газа.

Поверхностная проба нефти из скв. 238 (пласт А_4-2) отбракована, так как стравлена. Одна устьевая проба газа (скв. 758, пласт А₄) не принята из-за высокого значения концентрации азота - прихвачен воздух.

Плотность разгазированной нефти поверхностных проб башкирского яруса составила 798 кг/м³, кинематическая вязкость при 20°С - 2.17 мм²/с, выход светлых фракций до 300°С - 62 %. Нефть является сернистой (серы 0.71 %), парафиновой (твердых парафинов 2.84 %), смолистой (смол силикагелевых 5.18 %), с содержанием асфальтенов 0.66 %.

Осредненное значение плотности пластовой нефти пластов  А_4-1 и А_4-2 по результатам исследования глубинных проб методом стандартной сепарации равно 712 кг/м³, дегазированной 786 кг/м³, газосодержание 147.0 м³/т (115.5 м³/м³), объемный коэффициент 1.35, усадка нефти 25.9 %, давление насыщения 10.9 МПа.

Газ, выделившийся при стандартной сепарации нефти, имеет следующий состав: 45.82 % метана, 9.43 % этана, 11.12 % пропана, 13.09 % бутанов, С₅₊ - 11.63 %. Из компонентов неуглеводородного ряда определен углекислый газ в количестве 0.28 %, сероводород - 1.94 %, азот - 6.67 % и гелий - 0.016 %. Удельный вес растворенного газа равен 1.452 кг/м³, относительная плотность газа по воздуху 1.205.

В растворенном газе устьевых проб среднее содержание метана равно 41.73 %, близкое содержание углеводородов этан-бутанового ряда: 12.39 % этана, 14.67 % пропана, 13.32 % бутанов, С₅₊ - 9.22 %. В газе устьевых проб обнаружено 1.15 % сероводорода, 0.42 % диоксида углерода и 7.08 % азота. Удельный вес газа составил 1.462 кг/м³, относительная плотность газа по воздуху 1.214.

Нефтенасыщенные толщины бобриковского горизонта (пласт Б₂) охарактеризованы шестью (пять учтены) глубинными пробами и 16 (15 приняты) поверхностными пробами нефти, девятью (пять учтены) устьевыми пробами растворенного газа.

Поверхностная проба нефти отбракована аналогично глубинной пробе (скв. 828) - обе отобраны из залежи со сниженным пластовым давлением. Отбракованы устьевые пробы газа с повышенной концентрацией азота - прихвачен воздух. В растворенном газе данного пласта не может быть повышенного содержания азота, так как азот и сероводород препятствуют выходу углеводородов из нефти в газовую фазу, а нефть пласта Б₂ имеет достаточно высокое газосодержание. Концентрация сероводорода невелика - 0.03%, что подтверждает вышесказанное.

По результатам  анализов поверхностных проб получена плотность нефти 805 кг/м³, кинематическая вязкость при 20°С - 4.38 мм²/с, выход светлых фракций до 300°С - 61 %. Содержание асфальтенов равно 0.57 %. Нефть пласта сернистая (серы 0.55 %), смолистая (5.65 % смол силикагелевых), парафиновая (твердых парафинов 3.96 %).

При исследовании глубинных проб методом однократного разгазирования плотность пластовой нефти составила 738 кг/м³, дегазированной 804 кг/м³, газосодержание 146.0 м³/т (117.3 м³/м³), объемный коэффициент 1.33, усадка нефти 23.32 %, давление насыщения 9.5 МПа.

Растворенный  газ, полученный при стандартной сепарации, содержит 38.48% метана, 23.13 % этана, 19.85 % пропана, 7.37 % бутанов, С₅₊ - 2.81 %. Из компонентов неуглеводородного ряда присутствует углекислый газ в количестве 0.70 %, азот - 7.79 %, сероводород - 0.15 % и гелий - 0.013 %. Плотность растворенного газа равна 1.290 кг/м³, относительная плотность газа по воздуху 1.070.

Растворенный газ устьевых проб характеризуется средним значением  содержания метана - 35.98 %, этана - 24.16 %, пропана - 21.85 %, удельного веса 1.297, относительной плотности по воздуху - 1.214. Газ углеводородного состава с концентрацией азота 7.82 %, углекислого газа 1.03 %, сероводорода 0.03 %, гелия 0.008 % и водорода 0.025 %.

Углеводороды  пластов турнейского яруса представлены одной глубинной пробой нефти, отобранной в скв. 255 пласта Т₂, и девятью (восемь учтены) поверхностными пробами нефти, одной устьевой пробой газа.

Отбракована поверхностная  проба (скв. 255 пласт Т_3-2), отобранная при компрессовании, в нефти которой содержание асфальтенов 4.20 %, что отлично от средних значений по пластам яруса.

По данным исследования нефти поверхностных проб среднее  значение плотности флюида равно 823 кг/м³, кинематическая вязкость при 20°С - 13.47мм²/с, выход светлых фракций до 300°С - 56 %. Содержание серы составило 0.68 %, парафина 2.79 %, смол силикагелевых 4.16 %, асфальтенов 1.09 %. Нефть пласта сернистая (Т_1-1, Т₂, Т_3-1) и малосернистая (Т_1-2), парафиновая, малосмолистая (Т_1-2, Т₂, Т_3-1) и смолистая (Т_1-1).

При исследовании глубинной пробы нефти пласта Т₂ методом стандартной сепарации получена плотность дегазированной нефти 834 кг/м³, пластовой - 794кг/м³, газосодержание 52.6 м³/т (43.9 м³/м³), объемный коэффициент 1.14, вязкость пластовой нефти 1.82 мПа×с, давление насыщения 7.5 МПа.

В растворенном газе стандартной сепарации концентрация метана составила 33.85 %, этана 12.24 %, пропана 17.26 %, бутанов 13.85 %, С₅₊ - 7.60 %. Содержание гелия некондиционно - 0.029 %. В составе газовых компонентов имеется сероводород - 0.60 %, азот - 13.99 %, диоксид углерода - 0.58 %. Удельный вес газа равен 1.468 кг/м³, относительная плотность газа по воздуху 1.218.

Растворенный  газ устьевых проб имеет следующий  состав: метана 19.44 %, этана 15.12 %, пропана 32 40 %, бутанов 16.57 %, С₅₊ - 5.00 %. Сероводород, азот и углекислый газ присутствуют в количестве 0.13 %, 10.67 % и 0.67 % соответственно. Гелий и водород не определяли. Удельный вес газа равен 1.620кг/м³, относительная плотность газа по воздуху 1.344.

Залежи пластов  девона Д_3-1+Д_3-2, Д₄, Д_5-2 и Д_5-3 представлены 27 (13 качественными) глубинными и 53 (38 учтены) поверхностными пробами нефти, 20 пробами устьевого газа.

Отбраковка  глубинных проб обоснована выше, идентичен  подход к отбраковке поверхностных  проб - все они были отобраны из залежи с измененными пластовыми условиями.

Для нефти поверхностных  проб залежей пластов девона присуще  изменение величины плотности от 786 кг/м³ (Д₄) до 816 кг/м³ (Д_3-1+Д_3-2), кинематической вязкости при 20°С от 3.29 мм²/с (Д_5-2) до 9.27 мм²/с (Д₄). До 300°С выкипает от 55 % (Д₄) до 69 % (Д_5-2) нефти. Содержание серы варьирует в пределах от 0.29 % (Д₄) до 0.54 % (Д_3-1+Д_3-2), твердых парафинов от 4.43 % (Д₃₁+Д_3-2) до 10.01 % (Д₄), смол силикагелевых от 2.37 % (Д₄) до 
6.56 % (Д_3-1+Д_3-2), асфальтенов от 0.10 % (Д₄) до 0.71 % (Д_5-2). Нефти пластов девона являются сернистыми (кроме малосернистой нефти пласта Д₄), парафиновыми (за исключением высокопарафиновой нефти пласта Д₄), смолистыми (Д_3-1+Д_3-2 и Д_5-3) и малосмолистыми (Д₄ и Д_5-2).

По результатам  исследования глубинных проб нефти  методом однократного разгазирования плотность дегазированной нефти находится в пределах от 795 кг/м³ до 813 кг/м³ (Д₄ и Д_3-1+Д_3-2 соответственно), пластовой - от 548 кг/м³ до 650 кг/м³ (Д₄ и Д_3-1+Д_3-2 соответственно). Газосодержание нефти составило 333.1 м³/т (269.3 м³/м³) и 834.2 м³/т (661.2 м³/м³) пластов Д_3-1+Д_3-2 и Д₄ соответственно, объемный коэффициент 1.76 - 2.85 
(Д_3-1+Д_3-2 и Д₄), усадка нефти 42.05 - 51.28 % (Д_3-1+Д_3-2 и Д_5-2), вязкость пластовой нефти 0.13 - 0.31 мПа×с (Д₄ и Д_5-3), давление насыщения 19.8 - 28.8МПа (Д_3-1+Д_3-2 и Д_5-2).

Растворенный  газ стандартной сепарации имеет  следующие концентрации компонентов: 57.97 - 68.87 % метана (Д₄ и Д_5-3), 13.71 - 16.93 % этана (Д_5-3 и Д₄), 8.00 - 11.55 % пропана (Д_5-3 и Д_3-1+Д_3-2), 3.77 - 7.18 % бутанов (Д_5-3 и Д_3-1+Д_3-2), 2.65 - 3.72 % пентанов (Д_5-3 и Д_3-1+Д_3-2), С₆₊ - 1.26 - 1.74 % (Д_3-1+Д_3-2 и Д₄), 1.43 - 1.99 % азота (Д_5-2 и Д₄), 0.78 - 1.57 % углекислого газа (Д₄ и Д_5-2). Сероводород отсутствует. В растворенном газе пластов девона установлено кондиционное содержание гелия 0.055 - 0.107 % (Д_3-1+Д_3-2 и 
Д_5-2). Плотность растворенного газа составила 1.008 - 1.166 кг/м³ (Д_5-3 и Д_3-1+Д₃₂), относительная плотность газа по воздуху 0.836 - 0.968.

В растворенном газе устьевых проб содержится 58.01 % (Д_5-3) - 71.61 % (Д₅₂) метана, 11.31 % (Д_5-2) - 18.33 % (Д_5-3) этана, 7.03 % (Д_5-2) - 11.37 % (Д_5-3) пропана, 4.38 % (Д_5-2) - 6.01 % (Д_3-1+Д_3-2) бутанов, С₅₊ - 2.30 % (Д_5-3) - 3.88 % (Д₄). Сероводород не обнаружен. Гелий присутствует в кондиционном количестве от 0.069 % (Д_3-1+Д_3-2) до 0.114 % (Д_5-2). Невелико содержание азота и углекислого газа: 1.59 - 3.49 % и 0.75 - 1.50 % соответственно. Удельный вес газа равен 0.979 - 1.098 кг/м³ (Д_5-2 и Д_3-1+Д_3-2), относительная плотность газа по воздуху 0.812 - 0.911.