Основные свойства пластовых жидкостей и характеристики коллекторов верейского, башкирского и визейского объектов, использованные при моделировании
| Свойства | Верейский | Башкирский | Визейский | Турнейский (Ct-II+III) | Турнейский (Ct-IV) |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 | 910.8 | ||||
| Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3 | |||||
| Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3 | 1.134 | 1.196 | 1.422 | 1.538 | 1.538 |
| Сжимаемость воды, 1/МПа × 10-4 | 4.577 | 4.574 | 4.634 | 4.531 | 4.531 |
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с | 1.334 | 1.333 | 1.402 | 1.320 | 1.320 |
| Объемный коэффициент нефти, м3/м3 | 1.018 | 1.018 | 1.0105 | 1.0225 | 1.0111 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с | 78.7 | 149.6 | 55.9 | 309.7 | 309.7 |
| Сжимаемость пор породы, 1/МПа × 10-4 | 0.54 | 0.54 | |||
| Газосодержание нефти, м3/м3 | 6.9 | 4.75 | 3.79 | 2.65 | 2.77 |
| Давление насыщения нефти, МПа | 3.37 | 3.69 | 4.38 | 9.8 | 9.8 |
Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Геолого-физическая характеристика объектов разработки
| Параметры | Объекты разработки | |||
| верейский | башкирский | визейский | турнейский | |
| Средняя глубина залегания, м | 1395, 1407 | |||
| Тип залежи | Пластвая сводовая | Пластово-массивная | Пластовый сводовый | Пластовая сводовая, литологич. ограниченная |
| Тип коллектора | Поровый | Поровый | Поровый | Поровый |
| Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 | ||||
| Средняя общая толщина, м | 14,1 | 71,2 | 24,1 | 12,1 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 4,0 | 23,4 | 6,8 | 2,3 |
| Пористость, доли ед. | 0,17 | 0,18 | 0,20 | 0,13 |
| Средняя начальная насыщенность нефтью, доли ед. | 0,71 | 0,86 | 0,68 | 0,76 |
| Проницаемость, мкм2х10-3 | 152* | |||
| Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,25 | 0,65 | 0,46 | 0,26 |
| | 2,70 | 17,13 | 8,52 | 3,51 |
| Начальная пластовая температура, 0С | 27,3 | 31,5* | ||
| Начальное пластовое давление, МПа | 11,29 | 11,83 | 14,5 | 15,2* |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с | 78,7 | 149,6 | 55,9 | 309,7* |
| Плотность нефти | ||||
| в пластовых условиях, т/м3 | 0,9106 | 0,907 | 0,9061 | 0,917* |
| в стандартных условиях, т/м3 | 0,915 | 0,921 | 0,911 | 0,926* |
| Абсолютная отметка ВНК, м | -971 -974 | -998 -1007 | -1212 -1237,5 | -1233 -1261 |
| Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1,018 | 1,018 | 1,0105 | 1,02* |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 3,37 | 3,69 | 4,38 | 9,8* |
| Газосодержание нефти, м3/ м3 | 6,90 | 4,75 | 4,16 | 2,88* |
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с | 1,334 | 1,333 | 1,402 | 1,36* |
| Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 | 1,1735 | 1,1738 | 1,1811 | 1,18* |
| Коэффициенты сжимаемости, 10–5 1/МПа | ||||
| Нефти | 6,79 | 6,7 | 6,62 | - |
| Воды | 4,577 | 4,574 | 4,634 | 4,531* |
| пористой среды | 5,76 | 7,67 | 11,53 | 0,54* |
| Коэффициент вытеснения нефти , доли ед.** | 0,509 | 0,480 | 0,528 | 0,358 |
Запасы нефти, газа и КИН продуктивных отложений Гремихинского
Месторождения нефти
Начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению составляют
– по категории А+В+С190482 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 550 тыс.т;
– по категории C2 149 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 44тыс.т.
Начальные извлекаемые запасы нефти в целом по месторождению составляют
– по категории А+В+С132304 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 221 тыс.т;
– по категории C258 тыс. т., в том числе в нераспределенном фонде 15 тыс.т.
По состоянию на 01.01.2013 г. текущие запасы нефти категории А+В+С1в целом по месторождению составляют 68053 тыс. т геологических и 9875 тыс. т извлекаемых. Изменение запасов нефти произошло за счет добычи нефти в количестве 22429 тыс. т. По всем залежам месторождения запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым.
Вывод
Основные продуктивные отложения Гремихинского месторождения , которые разрабатываются в промышленном масштабе , в основном приурочены к четырём геологическим объектам : турнейскому ярусу, башкирскому ярусу , визейскому ярусу , верейскому горизонту.
Средние проницаемости различны и варьируются в широких пределах. Самой низкой проницаемостью обладают отложения турнейского яруса ( k= 0.152 мкм2 ), а самой высокой проницаемостью обладают отложения верейского яруса (k=0.658мкм2 ) .
Коэффициенты вытеснения варьируются от 0.3 до 0.55 д. ед .
Большое количество запасов приурочено к Башкирскому ярусу около 83%. Отложения башкирского яруса и являются основным объектом разработки на Гремихинском месторождении нефти. Средняя нефтенасыщенная часть пласта составляет 23.4 метра .
Нефть всех продуктивных отложений характеризуется как высоковязкая, с большим содержанием асфальтенов, смол, парафинов и других тяжёлых углеводородов . Вязкость варьирутся в широких пределах и составляет 78.7 мПа , 149.6 мПа, 55.9мПа. Стоит отметить что нефть башкирского яруса имеет вязкость 149.6 мПа , что является самой большой вязкостью.
Средняя плотность нефтей варьируется в маленьких пределах и в среднем
составляет 908кг/м3 .
Газосодержание изменяется от 4 м3/т до 7 м3/т.
Среднее давление насыщения составляет 4 МПа .
Начальное пластовые давление верейского и башкирского объектов мало различается и в среднем величина составляет 11.5 МПа. Величины давлений турнейского и визейского объектов выще и составляют : 15.2МПа и 14.5МПа.
II Технологический раздел