Запасы нефтиЯрактинского НГКМ
Анализ полученных в процессе разведки Ярактинского НГКМ геолого-геофизических материалов позволил в базальных терригенных отложениях ярактинской пачки выделить два продуктивных пласта и по каждому из них произвести подсчет запасов газа, конденсата, нефти и содержащихся в них сопутствующих компонентов.
Полученные геолого-геофизические материалы по Ярактинскому месторождению свидетельствуют, что степень изученности нефтяной части пласта не одинаковая.
Пробуренные в контуре нефтеносности скважины значительно отличаются по продуктивности, из-за сильной изменчивости коллекторских свойств песчаников пласта.
Запасы нефти в нефтяной оторочке I пласта на участке в районе скважин № 5, 9, 10, 52 при подсчете были отнесены к категории С2 в связи с получением в данных скважинах непромышленного притока (1,5-6,5 м3/сут). При утверждении запасов в ГКЗ были приняты только запасы категории С1, которые составляют, согласно протоколу ГКЗ № 8172 от 21.11.1978 г.: балансовые – 33697 тыс. т, извлекаемые – 8547 тыс. т, запасы категории С2 не были утверждены и не поставлены на баланс.
Степень изученности газоконденсатной залежи по I пласту достаточно высокая. Практически все пробуренные в контуре скважины являются высокодебитными с хорошими гидродинамическими характеристиками, поэтому вся площадь газоконденсатной части залежи I пласта отнесена к категории С1.
Залежь нефти II пласта Ярактинскогоместорождения по типу является структурно-литологической. К категории С1 отнесены запасы на участке пласта с высокопродуктивными скважинами, при испытании которых были получены притоки нефти дебитом 71,4 м3/сут (скв. 51) и 107,3 м3/сут в скв. № 16 (совместно 1 и 2 пласт). Часть запасов залежи в районе скважины № 9 отнесена к категории С2, которые также не учитывались при утверждении в ГКЗ. Запасы нефти по пласту II составили: по категории С1 – балансовые – 9799 тыс. т, извлекаемые – 2924 тыс. т.
Газоконденсатная залежь II пласта выделена в районе скважин 14, 18 и 22. По типу является литологической.
В целом по месторождению балансовые запасы по категории С1 составляют 43496 тыс. т, извлекаемые запасы по категории С1 – 11471 тыс. т.
Свойства нефти, газа и конденсата
На месторождении всего было отобрано 15 глубинных проб (по пяти скважинам) и 14 поверхностных. Образцы нефти, газа и конденсата Ярактинского месторождения анализировались в нефтяных лабораториях Главтюменьгеологии, ВНИИгаза и ВостСибНИИГГиМСа.
Свойства нефти. Нефть пласта изучалась по 15 глубинным и 14 поверхностным пробам (отобранным из скв. 8, 9, 10, 11, 13, 16, 17, 20, 41, 42). Сведения о результатах лабораторных исследований приведены в таблице 6.1и 6.2.
По своим свойствам нефть относится к типу малосернистых (до 0,25 %), малосмолистых (до 5 %), низкопарафинистых, с повышенным содержанием бензиновых (до 25 %) и керосиновых (до 30 %) фракций нефти. Плотность пластовой нефти 0,723 г/см3, вязкость пластовой нефти 1,06 мПа*с, давление насыщения 22,63 МПа, объёмный коэффициент 1,26.
Свойства растворенного газа. Физико-химическая характеристика газа приводится по данным, полученным в нефтяной лаборатории ВНИИ. Свойства растворенного газа пластов определены по данным исследований четырех глубинных проб из скважины 8. По результатам исследований давление насыщения нефти газом 22,6 МПа, газосодержание 151 м3/т.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота - 2,11 %, метана - 79,54 %, этана - 12,18 %, пропана - 4,52 %, высших углеводородов - 6,12%. Относительная плотность по воздуху 0,7.
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти приведен в таблице 6.3.
Таблица 6.1
Свойства нефти, газа и воды Ярактинского месторождения
| Наименование параметров | ярактинский горизонт | ||||||||||
| количество исследованных | диапазон изменения | среднее значение | |||||||||
| скв. | Проб | ||||||||||
| Нефть | |||||||||||
| Пластовая температура, Со | 36-39 | ||||||||||
| Давление насыщения, МПа | 17,2-26,4 | 22,63 | |||||||||
| Газосодержание, м3/т | 143,58-217,16 | ||||||||||
| Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. | 1,301-1,478 | 1,26 | |||||||||
| Коэффициент учитывающий усадку | 0,793 | ||||||||||
| Плотность пластовой нефти, кг/м3 | 685-745 | 723,4 | |||||||||
| Плотность сепарированной нефти при 20 0С, кг/м3 | 808-840 | ||||||||||
| Вязкость пластовой нефти, мПа*с | 0,6– 1,1 | 1,06 | |||||||||
| Газ | |||||||||||
| Плотность, кг/м3 | 0,607-0,663 | 0,635 | |||||||||
| Коэффициент растворимости газа, м3/м3*МПа | 5,61-8,43 | 7,02 | |||||||||
| Удельный вес газа | 0,773-0,972 | 0,872 | |||||||||
| Пластовая вода | |||||||||||
| Газосодержание, м3/т | 0,304-0,596 | 0,383 | |||||||||
| - в т.ч. сероводорода, м3/т | |||||||||||
| Объемный коэффициент, доли ед. | 1,004-1,008 | 1,006 | |||||||||
| Общая минерализация, г/л | 267,1-403,4 | ||||||||||
| Плотность, г/см3 | 1,21-1,29 | 1,26 | |||||||||
Таблица 6.2
Физико - химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти по продуктивным пластам ярактинскогогоризонта Ярактинского НГКМ
| Наименование | ярактинский горизонт | ||||
| количество исследованных | диапазон изменения | среднее значение | |||
| скважин | проб | ||||
| Вязкость динамическая, мПа*с При 20 0С 50 0С Вязкость кинематическая, м2/с При 20 0С 50 0С Температура застывания, 0С Температура насыщения парафином, 0С | 3,74 – 23,93 2,06 – 9,49 – – | 13,02 5,2 – – | |||
| Массовое содержание, % | Серы | 0,1 – 0,18 | 0,15 | ||
| Смол силикагелевых | 2,0 – 4,4 | 3,5 | |||
| Асфальтенов | 0,03 – 0,08 | 0,03 | |||
| Парафина | 0,22 – 2,93 | 2,5 | |||
| Масел | |||||
| Мех. примесей | |||||
| Объемный выход фракций, % | Нк – 100ºС | сл. до 5 | |||
| До 150ºС | 1,5 – 14,5 | ||||
| До 200ºС | 12 – 39 | ||||
| До300ºС | 31 – 75 | ||||
| > 300ºС | 25 – 69 | ||||
| Классификация нефти | легкая, низкопарафинистая, малосернистая, маловязкая |
Таблица 6.3
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
(мольное содержание. %)
| Наименование | Нефтяная часть ярактинской пачки | ||||
| При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях | При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях | Пластовая нефть | |||
| выделившийся газ | нефть | выделившийся газ | нефть | ||
| Сероводород | - | - | - | - | - |
| Углекислый газ | 0,04 | - | 0,05 | следы | 0,03 |
| Азот + редкие | 1,9 | - | 2,11 | следы | 1,22 |
| в т.ч. гелий | 0,044 | - | 0,044 | - | - |
| Метан | 71,99 | 0,41 | 79,54 | 1,10 | 46,39 |
| Этан | 12,81 | 0,43 | 12,18 | 3,19 | 8,38 |
| Пропан | 7,32 | 0,98 | 4,52 | 5,77 | 5,05 |
| Изобутан | 1,23 | 0,45 | 0,46 | 1,63 | 0,95 |
| Н. бутан | 2,63 | 1,40 | 0,82 | 4,06 | 2,19 |
| Изопентан | 0,88 | 1,26 | 0,12 | 2,25 | 1,02 |
| Н. пентан | 0,88 | 1,59 | 0,15 | 2,47 | 1,13 |
| Гексаны | 0,32 | 2,00 | 0,04 | 2,12 | 0,92 |
| Гептаны | - | - | 0,01 | - | - |
| Остаток(С8+высшие) | - | 91,48 | - | 77,41 | 32,72 |
| Молекулярная масса | - | - | |||
| Молекулярная масса остатка | - | - | |||
| Плотность: | |||||
| газа, кг/м3 | 0,965 | - | 0,833 | - | - |
| газа относительная (по воздуху) | 0,801 | - | 0,691 | - | - |
| нефти, г/см3 | - | 0,841 | - | 0,822 | 0,723 |