Разработка по участку пласта Суторминского месторождения (стр. 2 из 5)
Залежь пласта БС10-1 полностью оконтурена скважинами, пробуренными на пласт БС11. Характер распространения коллекторов по площади неравномерен. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,8 м. Наибольшие толщины приурочены к северной части залежи. Уменьшение, вплоть до замещения происходит в южном направлении. На севере пласт представлен, как правило, 2-3 проницаемыми пропластками разделенных невыдержанными плотными пропластками толщиной 1-3 м. В южном направлении, где эффективные толщины составляют 0-2 м, коллекторы приурочены к кровельной части пласта. По данным ГИС были построены ГСР. Отмечено, что распределение проницаемости, нефтенасы-щенности, песчанистости по разрезу равномерное. Изменение же относительной доли коллектора происходит от кровли к подошве пласта.
По данным ГИС были проанализированы средневзвешенные значения проницаемости по скважинам. Отмечено, что они имеют трехвершинный характер при распределении. Такой характер распределения отражает зональность в распространении коллекторов по площади. Первая зона - южная - средняя проницаемость - 4 мД, вторая зона - центральная - средняя проницаемость - 13 мД, третья зона - северная - средняя проницаемость - 70 мД. В среднем по пласту она составляет 33,1 мД.
Таблица 1.2.1
Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности объектов Суторминского месторождения
| Параметры | БС10-1 | БС11 | ||
| запад | восток | юг | ||
| Толщина общая, м | 17,8 | 30,9 | 18,6 | 27,2 |
| Толщина эффективная, м | 7,6 | 19,9 | 12,6 | 13,9 |
| Коэффициент расчлененности | 2,5 | 6,9 | 4,9 | 6,6 |
| Толщина проницаемого прослоя, м | 2,5 | 3,2 | 2,8 | 2,2 |
| Толщина непроницаемого прослоя, м | 5,3 | 1,7 | 1,2 | 2,1 |
| Коэффициент песчанистости по разрезу, дол.ед. | 0,411 | 0,652 | 0,682 | 0,507 |
| Коэффициент распространения коллектора, дол.ед. | 0,281 | 0,458 | 0,417 | 0,294 |
| Коэффициент проницаемости, мД | 0,065 | 0,034 | 0,049 | 0,033 |
| Коэффициент пористостости, дол.ед. | 0,192 | 0,184 | 0,188 | 0,182 |
| Коэффициент нефтенасыщенности, дол.ед. | 0,576 | 0,635 | 0,721 | 0,587 |
| Показатель послойной неоднородности, дол.ед. | 0,100 | 0,372 | 0,255 | 0,323 |
| Показатель зональной неоднородности, дол.ед. | 0,161 | 0,428 | 0,182 | 0,393 |
| Параметр функции воздействия | 0,693 | 0,432 | 0,827 | 0,678 |
| Параметр функции охвата | 0,560 | 0,111 | 0,190 | 0,470 |
| Параметр функции вертикальной связи | 0,0291 | 0,350 | 0,404 | 0,447 |
1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды Суторминского месторождения
На Суторминском месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пластов БС10 (4 скв.), БС11 (15 скв.); поверхностные пробы из пласта БС10 (14 скв.), и БС11 (38 скв.). Отбор и исследования нефтей проведены институтом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Сибнефть-Ноябрьскефтегаз».
Свойства пластовых нефтей приведены в таблице 1.3.1. Пласты БС10 и БС11 по своим физическим свойствам близки между собой, находятся при повышенных пластовых давлениях (до 26 МПа) и температурах (до 84°С). Нефть недонасыщена газом давление насыщения в два раза ниже пластового. Залежам свойственна закономерность изменения свойств пластовых нефтей. Так давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта закономерно уменьшаются. Соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.
Таблица 1.3.1
Свойства пластовой нефти Суторминского месторождения.
| Наименование | Индекс пласта | |
| БС10 1-2 | БС11 | |
| 1. Пластовое давление, МПа | 25,1 | 26,3 |
| 2. Пл. температура, °С | 82 | 84 |
| 3. Давление насыщения, МПа | 11,2 | 10,1 |
| 4. Газосодержание, м3/т | 68 | 62 |
| 5. Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т | 59 | 54 |
| 6. Объемный коэффициент | 1,175 | 1,159 |
| 7. Плотность нефти, кг/м3 | 781 | 786 |
| 8. Объемный коэффициент при усл. Сепарации | 1,152 | 1,130 |
| 9. Вязкость нефти, мПа*с | 1,27 | 1,25 |
| 10. Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)*10-4 | 13,90 | 13,63 |
| 11. Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3 | 850 | 847 |
В таблице 1.3.2 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, пластовой и разгазированной нефти.
По компонентному составу пластовые нефти залежей БС10 и БС11 близки между собой: содержание метана в них в диапазоне 22-24%, легких углеводородов состава С2Н6 – С5Н12 – 16-17%.
Характерно преобладание нормальных углеводородов над их изомерами.
Содержание легких углеводородов в разгазированных нефтях изменяется в пределах 7-11%.
Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов БС10 и БС11 малосернистые, с выходом фракций до 350°С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.
Таблица 1.3.2
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) Суторминского месторождения.
| Наименование | Пласт БС10 | |||||
| При однократном разгазировании пластовой нефти в ст. усл. | При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в раб. усл. | Пластовая нефть | ||||
| Выделившийся газ | Нефть | Выделившийся газ | Нефть | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 1. Углекислый газ | 0,25 | - | 0,31 | 0,01 | 0,09 | |
| 2. Азот+редкие в т.ч. гелий | 1,27 | - | 1,48 | 0,00 | 0,45 | |
| 3. Метан | 66,61 | 0,08 | 78,23 | 0,09 | 23,54 | |
| 4. Этан | 4,19 | 0,06 | 4,55 | 0,25 | 1,54 | |
| 5. Пропан | 9,07 | 0,52 | 6,96 | 2,24 | 3,66 | |
| 6. Изобутан | 5,91 | 0,94 | 3,01 | 2,91 | 2,97 | |
| 7. Нормальный бутан | 6,76 | 1,96 | 3,16 | 4,34 | 3,99 | |
| 8. Изопентан | 2,29 | 1,93 | 0,84 | 3,03 | 2,37 | |
| 9. Нормальный пентан | 2,02 | 2,46 | 0,70 | 3,34 | 2,54 | |
| 10. Гексаны | ||||||
| 11. Гептаны | 1,63 | 92,05 | 0,70 | 83,79 | 58,85 | |
| 12. Остаток (С8+выше) | ||||||
| 13. Молекул. Масса | 28,32 | 201 | 22,90 | 176,10 | 130,20 | |
| 14. Плотность: | ||||||
| - газа, кг/м3 | 1,177 | - | 0,952 | - | - | |
| - нефти, кг/м3 | - | 856 | - | 850 | 781 | |
| Пласт БС11 | ||||||
| 1. Углекислый газ | 0,24 | - | 0,28 | 0,00 | 0,08 | |
| 2. Азот+редкие в т.ч. гелий | 1,05 | - | 1,20 | 0,00 | 0,34 | |
| 3. Метан | 68,37 | 0,22 | 78,91 | 0,10 | 22,23 | |
| 4. Этан | 4,47 | 0,12 | 4,74 | 0,27 | 1,52 | |
| 5. Пропан | 7,89 | 0,82 | 6,09 | 1,94 | 3,10 | |
| 6. Изобутан | 6,20 | 1,81 | 3,44 | 3,15 | 3,23 | |
| 7. Нормальный бутан | 5,90 | 2,57 | 2,96 | 3,95 | 3,66 | |
| 8. Изопентан | 2,19 | 2,62 | 0,89 | 3,12 | 2,50 | |
| 9. Нормальный пентан | 1,89 | 3,07 | 0,76 | 3,47 | 2,71 | |
| 10. Гексаны | ||||||
| 11. Гептаны | 1,79 | 88,77 | 0,73 | 84,00 | 60,63 | |
| 12. Остаток (С8+выше) | ||||||
| 13. Молекул. масса | - | - | - | - | - | |
| 14. Плотность: | ||||||
| - газа, кг/м3 | 1,155 | - | 0,947 | - | - | |
| - нефти, кг/м3 | - | 853 | - | 847 | 768 | |
Таблица 1.3.3
Свойства и состав пластовой воды Суторминского месторождения.
| Пласт | Вязкость в пл. условиях, мПа*с | Плотность в пл.усл, кг/м3 | Содержание ионов, мг/л, мг-(экв/л) | ||||
| Cl- | SO42- | HCO3- | Ca2+ | Na++K+ | |||
| БС11 | 0,5 | 1007 |  |  |  |  |  |
1.4 Запасы нефти и растворенного газа
Подсчет запасов нефти и газа Суторминского месторождения впервые был произведен в 1981 году Главтюменьгеологией (протоколы №№ 8902 и 8903 от 21.12.81 г.) по пластам ПК-1, БС10-1, БС10-2 и БС11.
Пересчет запасов нефти, растворенного и свободного газа с утверждением ГКЗ РФ осуществлен в 1993 году (протокол №170 от 25.06.93.) по пластам ПК-1, БС10-1, БС10-2, БС10-3, БС11 и БС12.
После пересчета по состоянию на 01.01.2000 год произошли следующие изменения в запасах. В1993 году по пласту БС11 сделали перевод запасов из категории С1 в категорию В (21910 тыс.т балансовых и 6373 тыс.т извлекаемых). Площадь запасов категории В+С1 при этом не изменились. В 1995 году по этому же пласту частично списаны запасы категории С2 в количестве 8429 тыс.т балансовых и 472 тыс.т извлекаемых. Площадь нефтеносности запасов категории С2 уменьшилась на 17880 тыс.м3.
По пласту БС12 произведен прирост запасов нефти категории С1 в количестве 523 тыс.т балансовых и 120 тыс.т извлекаемых. Прирост запасов осуществлен в границах категории С2.