Общая характеристика нефтегазодобывающего предприятия и района работ

Наименование	скв. 535		скв. 548
	ПЗП	УЗП	ПЗП	УЗП
продуктивность, т/сут*МПа	3,0		5,5
гидропроводность, мкм2*см/мПа*с	4,2	8,0	8,8	13,5
проницаемость, мкм2	0,132	0,253	0,214	0,330
коэффициент закупорки	1,92		1,53

 

При интерпретации КВД, снятой в скв. 535, отмечено, что вскрыт пористо-трещиноватый коллектор. Положительное влияние трещин на фильтрацию жидкости сказывается на расстоянии до 75 м от скважины. Фильтрационные свойства пористой части коллектора представлены следующими величинами: гидропроводность - 2,2 мкм²*см/мПа*с, проницаемость - 0,064 мкм².

        Район скв. 548 отличается несколько улучшенными в сравнении со скв. 535 коллекторскими свойствами, однако обработка данных исследований показала, что пласт ограничен ухудшенными коллекторами с проницаемостью менее 0,050 мкм². Возможно, что в пласте происходит чередование пористо-трещинноватых и пористых коллекторов.

В исследованных скважинах наблюдается  закупорка призабойной зоны (значения коэффициентов закупорки см. выше), скин-эффект имеет положительные  значения. Воздействие на пласт при  освоении скважин не проводилось.

Газовые факторы, замеренные в скв. 548 (42-46,8 м³/т), соответствуют начальной газонасыщенности нефти (44,4 м³/т), а в скв. 535 они несколько ниже - 34-37 м³/т, что, возможно, вызвано некачественными замерами.

Средняя гидропроводность для зоны дренажа скважин посчитана как  среднеарифметическая величина и равна 10,8 мкм²*см/мПа*с, а затем вычислена средняя проницаемость - 0,292 мкм².

 

Пласт Т

 

Гидродинамические исследования пласта в колонне проводились в скв. 507 и 532, в процессе бурения скв. 533 пласт опробован пластоиспытателем.

Начальное пластовое давление определено по замерам, полученным в колонне и

испытателем пластов. Его среднеарифметическое значение равно 16,8 МПа, что превышает гидростатическое на 0,6 МПа. В процессе исследований скв. 532 после отбора первых 14 т нефти зафиксировано снижение пластового давления на 0,24 МПа (коэффициент истощения упругой энергии равен 0,018 МПа/т), однако в дальнейшем интенсивность снижения падает и пластовое давление стремится к гидростатическому. В скв. 507 снижение не отмечено. Начальное значение пластовой температуры, определено как среднеарифметическая величина по замерам, сделанным в скв. 507 и 532, и равно 29,5°С

Обе скважины были исследованы методом  установившихся отборов: скв. 532 - на трех режимах, скв. 507 - на одном, а также были сняты КВД. Индикаторная диаграмма в скв. 532 выпукла к оси дебитов, что указывает на трещиноватость коллектора. Результаты обработки КВД также подтверждают это заключение. Забойное давление было снижено до 13,7 МПа, что выше давления насыщения нефти (6,2 МПа). Фильтрационные характеристики пласта, полученные в результате обработки данных исследований указанных выше скважин, приведены ниже. В скв. 532 в качестве параметров ПЗП взяты начальные, т.е. определенные по первому прямолинейному участку ИД. При снижении забойного давления до 12,7 МПа коэффициент продуктивности уменьшается до 2,6 т/сут*МПа.

 

Наименование	скв. 507		скв. 532
	ПЗП	УЗП	ПЗП	УЗП
продуктивность, т/сут*МПа	0,94		4,0
гидропроводность, мкм2*см/мПа*с	1,43	0,75	6,3	2,1
проницаемость, мкм2	0,067	0,035	0,072	0,031
коэффициент закупорки	0,52		0,33

В скважинах были произведены работы по улучшению состояния ПЗП, которые  принесли положительный эффект, если судить по значениям коэффициентов закупорки (см. выше).

Слабая обводненность продукции отмечена в скв. 532 (следы воды), в скв. 507 доля воды составляет 0,5 %.

Газовые факторы, замеренные в скв. 532 (41,7-42,6 м³/т), примерно равны начальной газонасыщенности, определенной по глубинным пробам нефти, взятым в ней - 44,8 м³/т, а вот в скв. 507 газовый фактор оказался почти в три раза выше газонасыщенности - 67,4 и 25,2 м³/т соответственно. При этом оба этих значения отличаются от данных по скв. 532. Для определения причин расхождения этих величин требуются повторные измерения данных параметров.

Таким образом, для  нефтенасыщенного коллектора определены следующие значения фильтрационных параметров: средневзвешенная гидропроводность по карте  - 0,6 мкм²*см/мПа*с, средняя проницаемость (с учетом коэффициента вскрытости) - 0,032 мкм² .Так как скв. 532 вскрыла трещинный коллектор (коэффициент деформации пласта - 0,35 МПа^-1), то при снижении пластового давления в процессе ее эксплуатации может наблюдаться ухудшение продуктивных характеристик скважины и фильтрационных параметров пласта возле нее.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3. Свойства и состав нефти,  газа и воды

2.3.1. Физико-химическая  характеристика нефти и газа

 

Отбор и исследование свойств и  состава пластовых флюидов на Трифоновском месторождении проводили  в период разведки месторождения в 1994-95 гг. Изучены свойства пластовой и поверхностной нефти из всех продуктивных пластов. Отсутствует лишь информация по температуре кристаллизации парафина в нефти из пластов Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₂, Мл, поэтому при проведении пробной эксплуатации необходимо отобрать пробы сепарированной нефти из этих залежей.

Физико-химическая характеристика нефти  и газа по каждому пласту представлена ниже.

 

Пласт Тл_2-а

 

Из данного пласта в скв. 548 получено 5 глубинных проб, все качественные. Давление насыщения в них стабильно (8,1-8,4 МПа), газонасыщенная нефть легкая (плотность - 0,848 г/см³), маловязкая (5,77 мПа с). При однократном разгазировании пробы выделилось 46 м³/т газа, при дифференциальном - несколько меньше (43,7 м³/т), объемы нефти изменились, соответственно, в 1,102 и 1,087 раз. После потери газа нефть стала средней по плотности (0,880 и 0,875 г/см³, соответственно), вязкой (21,17 и 18,84 мм²/с, соответственно).

При снижении пластового давления до 0 установлены закономерности изменения параметров пластовой нефти от давления.

В составе нефти на долю светлых  фракций приходится 39,5%, высокомолекулярных компонентов — 22,5%, серы — 0.66%, парафина -2,14% . По общепринятой классификации нефть такого состава относится к категории смолистых, сернистых, парафинистых, со средним выходом бензино-керосиновых фракций.

Как отмечено ранее, температуру насыщения  нефти парафином не определяли, так  как в КамНИИКИГС этот анализ не выполняют. Предположительно можно  принять ее по аналогичной нефти  пласта Тл из скв. 529 Жуковской площади. В пласте она равна 12°С, на поверхности - 15°С. Поэтому при разработке залежи для предотвращения парафиноотложения не следует снижать температуру ниже указанных величин. Для получения более точных данных нужно отобрать пробу поверхностной нефти.

Выделенный из нефти газ обоих  методов дегазирования, несмотря на небольшие колебания в содержании отдельных компонентов, имеет единую классификацию:

 

 

малометановый, среднеазотный, высокожирный, бессернистый. 

 

Пласт Тл_2-б

Вниз по разрезу свойства пластовой нефти изменяются незначительно. По результатам исследования 8-ми представительных глубинных проб в скв.535 давление насыщения нефти газом несколько ниже (6,2- 6,7 МПа), чем в верхней залежи, остальные же свойства отличаются мало: газонасыщенность меньше лишь на 3 м³/т, остальные параметры разнятся еще меньше. Небольшие различия в свойствах пластовой нефти, по-видимому, не зависят от

возраста вмещающих отложений, а обусловлены расположением скважин на структуре и близостью интервала отбора проб к ВНК, т.к. скв. 548 (пласт Тл_2-а) - купольная, а интервал перфорации находится в 10-ти метрах от ВНК, а скв. 535 (пласт Тл_2-б) - приконтурная, и проба взята в ней на границе с ВНК.

Для уточнения усредненных параметров пластовой нефти нужно отобрать пробы из купольной скв. 548.

При ступенчатой дегазации пластовой  нефти установлены закономерности изменения ее свойств от давления.

В поверхностных условиях нефти  обоих пластов по свойствам и  составу также близки, отличие  заключается лишь в содержании парафина и серы: нефть нижней залежи малопарафинистая (1,16%), но содержит почти вдвое больше серы (1,79%).

Нефтяной газ однократного и  дифференциального дегазирования  малометановый, среднеазотный, обогащен этан-пропановыми компонентами (около 40%), что обуславливает ценность его как сырья для нефтехимии. Сероводород в газе не обнаружен.

 

Пласт Б6₁

 

Свойства пластовой нефти данной залежи, полученные по 7-ми пробам из скв. 548, аналогичны таковым из верхнего тульского пласта.

По результатам дифференциального дегазирования глубинных проб нефти выявлены закономерности изменения ее параметров от давления.

Поверхностные нефти из обоих пластов  по составу также идентичны. Однако свойства

их существенно отличаются. Так  нефть из бобриковской залежи тяжелая (плотность - 0,896 г/см³), вязкость ее и температура кипения вдвое выше, нежели нефть из пласта Тл_2-а.Эти различия, вероятно, обусловлены обводненностью проб сепарированной нефти из скв.

 

548. Все 3 пробы содержали от 1 до 3% воды, которую, по-видимому, не  удалось отделить из-за образования стойкой эмульсии, влияющей в первую очередь на величины плотности и вязкости и температуру начала кипения, в меньшей степени - на состав нефти. Для уточнения свойств поверхностной нефти необходимо в процессе пробной эксплуатации отобрать одну-две пробы нефти на устье любой скважины с минимальной обводненностыо.

Температура кристаллизации парафина в нефти при пластовых условиях равна 13°С, на поверхности - 16°С, что  необходимо учитывать при разработке залежи в целях предотвращения парафиноотложения в пласте и стволе скважин.

Растворенный в нефти газ  имеет такой же компонентный состав, что и тульский.

 

Пласт Бб₂

 

По данным изложенных выше результатов  исследования и анализа 5-ти представительных глубинных проб из скв.507 (Б6₁) можно сделать вывод об идентичности свойств пластовой нефти во всех залежах яснополянского надгоризонта. Состав всех яснополянских нефтей и газов также аналогичны. Свойства сепарированной нефти из нижней бобриковской залежи близки тульским, вероятно, еще и потому, что нефть из пласта

Бб₂ содержала незначительное количество воды (следы), как и пробы из пластов Тл_2а и Тл_2б (отс. - 0,5%).

По той же причине, что и для  тульских пластов, температура начала кристаллизации парафина принята по аналогии с пластом Б6₁, поэтому следует отобрать собственные пробы сепарированной нефти для уточнения этих параметров.

 

Пласт Мл

 

Из отложений малиновского надгоризонта изучено 12 качественных глубинных проб в скв.548 и 535. Свойства пластовой нефти в обеих скважинах очень близки. Незначительные колебания параметров, по-видимому, связаны с геологическими условиями размещения скважин на структуре: в центральной скв.548 нефть несколько лучшего качества, чем в

периферийной скв.535. В целом  по пласту нефть аналогична яснополянской.

По данным дифференциального дегазирования  глубинных проб установлены закономерности изменения свойств пластовой  нефти от давления.

 

 

 

 

Геологические условия отложили свой отпечаток и на свойства и состав поверхностной нефти, полученной из разных скважин. Так, в купольной скв.548 нефть несколько легче, содержит меньше (на 3,3%) смол и почти вдвое меньше парафина и серы, нежели нефть в приконтурной скв.535. В среднем по залежи сепарированная нефть также идентична яснополянской.

Температуру насыщения нефти парафином как в пластовых условиях, так и в поверхностных, предлагаем принять по нефти пласта Бб₁.

Газ, выделенный из глубинных проб методами однократного и дифференциального  дегазирования, также близкого состава  с яснополянским и имеет единую с ним классификацию: малометановый, среднеазотный, высокожйрный, бессернистый.

Таким образом, свойства состав нефти  и газа во всех пластах визейского яруса однотипны.