| Газосодержание нефти, м /т | 89 | 89 | 89 | 69 |
| Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3 | 1017 | 1017 | 1017 | 1017 |
| Начальные балансовые запасы нефти (В+С1), млн.т. | ||||
| Начальные балансовые запасы нефти (С2), млн.т. |
Таким образом, произведенная оценка распределения балансовых запасов нефти по элементам неоднородности – пластам и пачкам Хохряковского месторождения показала: основным объектом, содержащим наибольшую долю запасов нефти промышленных категорий, является пласт 2 – 85.7 %, и в частности, его пачка «б» – около 75 %.
ЮВ1
Именно на этот пласт ориентирована сформированная к настоящему времени система разработки месторождения.
Кроме того, с 1986 года, то есть с самого начала разработки Хохряковского месторождения, все пласты эксплуатируются совместно, единым объектом.
Анализ результатов промыслово-геофизических исследований показал,
1 3 и ЮВ2, наряду с что при совместном вскрытии пластов ЮВ1 , ЮВ1
2 основным пластом ЮВ1 , отмечается работа перфорированных интервалов всех пластов.
Важным фактором, влияющим на степень охвата выработкой продуктивных пластов при совместной эксплуатации, являются различные технологии повышения нефтеотдачи и интенсификации притока, применение которых обязательно будет включено в комплексную программу геологотехнических работ на Хохряковском месторождении.
Анализ проведенных гидроразрывов пласта (ГРП), широко применяющихся на Хохряковском месторождении, показал, что ГРП позволяет подключать в разработку ранее не работавшие прослои, в результате чего, коэффициент работающей толщины достигает 0.6.
Таким образом, на основании имеющихся промыслово-геофизических исследований можно сделать вывод, что при совместном вскрытии пластов, при условии соизмеримости их ФЕС, вероятность подключения в работу всех вскрытых интервалов достаточно высока.
Анализ выработки по пластам показал, что отмечается неравномерность выработки объекта ЮВ1-2 по разрезу, связанная с
1 3 и ЮВ2. Но в то же недостаточной степенью вскрытия пластов ЮВ1 , ЮВ1 время проблема недостаточного охвата может быть решена путем проведения программы ГТМ направленной на увеличение охвата отдельных платов по площади и дифференцации выработки по разрезу объекта ЮВ1-2.
В связи со всеми приведенными обстоятельствами предложено
выделить один эксплуатационный объект – ЮВ1-2.
Свойства пластовых нефтей исследованы методами однократного и ступенчатого разгазирования. Порядок исследования и перечень приводимых параметров выполнен согласно регламентирующим требованиям
“Инструкции о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов.
Нефть горизонта ЮВ1 представлена поверхностными пробами из 15 скважин и характеризуется следующими параметрами: удельный вес - 0,840 т/м3, вязкость при 20оС - 8,04 мм2/с, содержание парафина - 4,05%, серы - 0,29%, смол селикагелевых - 5,4%, асфальтенов - 0,85% (Приложение ____).
Таким образом, нефти характеризуются как малосернистые, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие, с обьемным содержанием легких фракций до 300 оС - 51%.
Для изучения свойств нефти и газа в пластовых условиях отобрано 35 глубинных проб из 14 скважин. Нефть в пластовых условиях характеризуется следующими параметрами: плотность пластовой нефти - 0,732 т/м3, вязкость - 0,97 МПас, объемный коэффициент - 1,303 (Приложение ____).
В соответствии с условиями четырехступенчатой сепарации,
принятыми на месторождении, проведено дифференциальное разгазирование пластовых нефтей. Для этого проанализировано 31 глубинная проба из 15 скважин (Приложение ____), из них 27 проб из 13 скважин охарактеризовали нефти пласта ЮВ11-3 и 4 пробы из 3 скважин - пласта ЮВ2.
Нефти пластов ЮВ11-3 и ЮВ2 очень близки по своему составу. В отчете приводятся средние значения по пластам ЮВ11-3 + ЮВ2: плотность сепарированной нефти - 0,830 т/м3, газосодержание - 87,2 м3/т, объемный коэфициент - 1,232.
Растворенный в нефти газ метанового типа, относительно жирный, по результатам ступенчатой сепарации содержит метана - 61,84; этана - 10,05; пропана - 15,18; бутана - 8,09 % мольных. Физические свойства
растворенного в нефти газа представлены в Приложении ____и Приложении ____.
Значения параметров, определенных при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании глубинных проб пластовой нефти, приняты для подсчета запасов нефти и растворенного газа. Газосодержание, объемный коэффициент и плотность разгазированной нефти приведены к стандартным условиям (давление - 0,1 МПа, температура - 20 оС). Условия сепарации (давление и температура) приняты согласно фактическим условиям сепарации, транспорта и подготовки нефти и газа на месторождении [24-27].
Принятые параметры приведены в Приложении ____.
Как видно из таблицы, нефти юрских отложений находятся в условиях повышенных пластовых давлений (24 МПа) и температур (82 оС). Нефть недонасыщена газом, давление насыщения значительно ниже пластового и по разрезу изменяется в диапазоне от 4,1 до 15,6 МПа. Газосодержание нефтей соответствует средним значениям по рассматриваемому нефтегазодобывающему району в целом и составляет для пластов ЮВ11-3 и ЮВ2 - 87,2 м3/т. В условиях пласта и на поверхности нефти легкие, маловязкие. Вязкость пластовой нефти составляет 0,97 МПас.
Технологический шифр нефтей - IТ1П2.
Нефти Хохряковского месторождения могут перерабатываться по топливному и топливно-масляным вариантам.
Из неѐ могут быть получены автомобильный бензин А-66, компоненты авиационных бензинов, реактивные топлива марок ТС-1 и Т-1, качественное сырье для каталитического риформинга, тракторный керосин, летнее дизельное топливо, сырье для термического и каталитического крекинга.
Таблица 2.3 Параметры, характеризующие свойства пластовых нефтей и рекомендуемые для подсчета запасов (ступенчатая сепарация)
| Наименование | Пласт ЮВ11-3 | Пласт ЮВ2 | Среднее по пластам ЮВ11-3 и ЮВ2 |
| Пластовое давление, МПа | 23,6 | 23,0 | 23,5 |
| Пластовая температура, оС | 82 | 82 | 82 |
| Давление насыщения МПа | 8,7 | 7,0 | 8,4 |
| Газосодержание, м3/т | 89 | 69 | 86 |
| Газовый фактор, м3/м3 | 73 | 67 | 72 |
| Объемный коэффициент | 1,225 | 1,262 | 1,232 |
| Плотность нефти, т/м3 | 0,830 | 0,828 | 0,830 |
| Коэффициент объемной упругости, 1/МПа10-4 | 14,37 | 12,85 | 14,08 |
| Пересчетный коэффициент | 0,816 | 0,792 | 0,812 |
| Компоненты попутного газа, % мольные: - этан - пропан - бутан | 10,05 15,18 8,09 |
К параметрам нефти и газа относятся плотность нефти, пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти при переводе еѐ из пластовых в поверхностные условия, и газовый фактор. Наиболее достоверными являются параметры, определенные при дифференциальном разгазировании пластовой нефти, выполненным в соответствии с технологией сбора и подготовкой нефти на промысле до уровня товарной продукции, сдаваемой нефтеперерабатывающим заводам.