Содержание
Введение
1. Геолого-физическая характеристика месторождения
1.1. Общие сведения о месторождении
1.2. Стратиграфия
1.3. Тектоника
1.4. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
1.5. Нефтегазоносность
1.6. Физико-химические свойства нефти, газа и воды
1.7. Запасы нефти, газа и воды
2. Характеристика текущего состояния разработки Дулисьминского месторождения
2.1. Система разработки месторождения
2.2. Сопоставление проектных и фактических показателей
2.3. Конструкция скважин
2.4. Анализ состояния фонда скважин
2.5. Состояние выработки запасов
2.6. Характеристика технических проблем разработки
3. Технологическая часть
3.1. Анализ эффективности реализуемых мероприятий для повышения нефтеотдачи скважин Дулисьминского месторождения
3.1.1. Перевод скважин на механизированную добычу
3.1.2. Оптимизация работы глубинно-насосного оборудования
3.1.3. Обработка призабойной зоны добывающих скважин
3.1.4. Анализ работы фонда скважин с горизонтальных скважин
3.2. Мероприятия для повышения нефтеотдачи скважин Дулисьминского месторождения
3.2.1. Общий объём проектных решений
3.2.2. Водо-изоляционные и ремонтно-изоляционные работы
3.2.3. Физико-химические методы обработки призабойной зоны
3.2.4. Перфорационные методы
3.2.5. Гидроразрыв пласта
4. Экономические показатели мероприятий для повышения нефтеотдачи скважин
5. Мероприятия по обеспечению безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды
5.1. Обеспечение безопасности жизнидеятельности
5.2. Охрана окружающей среды
5.3. Общая характеристика опасных и вредных производственных факторов
5.4. Обеспечение безопасности работающих
Заключение
Список используемых сокращений
Список использованных источников
Введение
Согласно «Энергетической стратегии развития России до 2030 года», добыча углеводородов к 2020 году перейдет в падающий режим с сокращением. Поэтому тема повышения продуктивности скважин является актуальной. Стабилизацию темпов падения, и сохранение текущих объемов добычи планируется обеспечивать ростом добычи на месторождениях шельфовой зоны, а также работой с фондом трудно извлекаемых запасов и подключением к транспортной системе магистральных трубопроводов ранее открытых месторождений [3].
Еще в 70-80 годах прошлого века, были открыты месторождения Восточной Сибири. Однако большинство из них так и не были запущены в промышленную разработку. Это обуславливалось отсутствием инфраструктуры на месторождениях и транспортной системы. С другой стороны, многие из ранее открытых месторождений классифицируются как месторождения с трудно извлекаемыми запасами, что определило их финансовую непривлекательность для разработки.
Для изменения такой парадигмы, на государственном уровне в качестве меры для нефтегазодобывающих компаний была введена система финансового стимулирования при поисках, разведки и разработки месторождений с трудно извлекаемыми запасами. Так же были выработаны новые представления об организации трубопроводной системы энергоносителей, которые позволили как выполнить её модернизацию, так и расширить в новых направлениях. Что позволило подключить к системе магистрального трубопровода районы, где интенсивная нефтегазодобыча сдерживалась отсутствием доступа к рынкам сбыта.
В результате месторождения, которые ранее рассматривались как нерентабельные или не имели возможности освоения, оказались в круге интересов недропользователей. Применение современных методов добычи, и льготные налоговые условия, позволили на этапе ввода месторождения в эксплуатацию, когда финансовая нагрузка на недропользователя наиболее существенно, форсировать темпы отбора и увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН). Что в конечном итоге позволяет выйти на стадию окупаемости и обеспечить финансовую привлекательность подобного рода проектов. А система магистрального трубопровода позволяет без существенных затрат осуществлять отгрузку продукции.
Перечисленные действия позволили запустить добычу на многих месторождениях. Одним из таких объектов является Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение, работа на котором осуществляется ООО «НГДУ Дулисьминское». Освоение запасов данного месторождения стало возможно благодаря совокупному влиянию множества факторов: создание благоприятной налоговой среды для недропользователя, подключение месторождения к трубопроводной системе «Восточная Сибирь – Тихий океан», внедрение применению интенсификации на начальном этапе разработки месторождения.
1. Геолого-физическая характеристика месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение находится северо‑западнее административного центра г. Киренск, и удалено от него на 90 км. Административно оно расположено на границе Катангского и Киренского районов Иркутской области (см. рисунок 1.1).
Гидросеть в районе месторождения развита, и представлена многочисленными притоками реки Нижняя Тунгуска. Большинство пойм и долин рек заболочены. Все реки в районе месторождения не судоходны. Абсолютные отметки водоразделов колеблется в районе 450 м — 673 м. Минимальные абсолютные отметки отмечаются у русла р. Поймыги и составляют 360 м — 370 м.
Климат района месторождения резко континентальный, с характерными значительными колебаниями температур. В зимний период температура воздуха достигает отметок минус 50 – 58°С, в летний период до плюс 30°С. Среднегодовая температура составляет минус 7-8 °С.
Глубина промерзания почвы зимой достигает 1,5 — 2,5 м.
Суммарное количество осадков за год составляет 300 — 550 мм.
Растительности представлена деревьями и кустарниками. Животный мир достаточно разнообразен.
С экономической позиции район слабо развит. Преобладающим видом хозяйственно-экономической деятельности является добыча полезных ископаемых, электроэнергетика, охотничий промысел.
Снабжение месторождения осуществляется автотранспортом по зимнику из г. Усть-Кута. Срочные грузы и персонал доставляются вертолетом. Район характеризуется низким развитием дорожной сети, со значительным количеством сезонных дорог.
Возможность подключения к централизованной системе энергоснабжения отсутствует. В качестве источника электроэнергии используют генераторные установки, размещенные на территории месторождения.
В районе месторождения осуществляет разработка месторождений строительных и отделочных материалов: глин, доломитов, песков, щебня.
Юго-западнее месторождения расположено Ненско-Гаженское месторождение калийных солей.
Дулисьминское месторождение расположено в хорошо изученном в геологическом отношении районе, и в его переделах выполнены геологические съемки, гравиразведочные работы, магниторазведочные работы, сейсморазведочные работы различного масштаба. Так же на месторождении в 2009-2013 году была выполнена 3Д сейсморазведка.
В 80 км от месторождения проходит магистральный трубопровод «Восточная Сибирь – Тихий океан», и непосредственно к нему месторождение имеет подключение.
В 70 км от Дулисьминского месторождения расположено разробатываемое Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение.
В целом следует отметить, что месторождение находится в крайне сложных климатических условиях. Что в сочетании со сложной логистикой доставки оборудования и персонала, накладывает определенный отпечаток на особенности его разработки, который следует учитывать.
1.2 Стратиграфия
В строении разреза месторождения принимают участие породы кайнозоя и палеозоя. Представления о литологическом составе, и стратиграфической привязки горных пород, а также об их характеристики получен по результатам бурения скважин как на самом месторождении, так и в близи расположенных площадях поисковых работу (Суриндинской, Кольцевой, Аянской) [4].
Суммарная мощность осадочных горных пород колеблется от 2326 м (скважина 8) до 2568,6 м (скважина 6). Породы фундамента вскрыты на глубину 25 (скважина 25) до 76 м (скважина 6). Между толщинами осадочных пород и породами фундамента отмечается толща горных пород траппового генезиса.
Архей — Протерозой AR-PR
Породы архей-протерозойского возраста вскрыты всеми пробуренными на месторождении скважинами и представлены гранитами, гранито-гнейсами, реже граносиенитами и долеритами. Породы серые, розовато- и зеленовато-серые, мясо-красные. В верхней части гранитоиды часто разуплотненные, катаклазированные, гидротермально измененные, переходящие в дресвянники, кварц-серицитовые, глинисто-карбонатные с черным органическим веществом, рассланцованные породы темно-серого, почти черного цвета. Толщины коры выветривания изменяются на площади месторождения от нуля до первых десятков метров.
Кембрийская система €
Отложения кембрийской системы залегают несогласно на породах фундамента. Отложения представлены породами нижнего, среднего, верхнего отделов. Породы отделов между собой перемешены, во многих скважинах отсутствует четкая граница между ними.
Нижний отдел €1
К этому возрасту относятся отложения мотской, усольской, бельской, булайской и ангарской свит.
Мотская свита €1 mt
Отложения свиты залегают с перерывом, угловым и стратиграфическим несогласием на породах кристаллического фундамента. Отложения подразделяются на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Мощность свиты — 284-365 м.
Нижнемотская подсвита €1 mt1
Отложения подсвиты нижней подсвиты залегают на породах фундамента. Литологически, разрез ее неоднороден. Древние породы подсвиты представлены песчаниками, кварцевыми, полевошпатово-кварцевыми серыми, темно- и светло-коричневато-серыми разнозернистыми. В песчаниках на месторождении выделен ярактинский продуктивный горизонт. Его толщина изменяется от 0 до 47 метров. Уменьшение мощности песчаников происходит с юго-востока на северо-запад. Выклинивание ярактинского горизонта определено между скв.206 и 1, 45, 3, 48-МР. В восточной части месторождения ярактинский горизонт разделен алевро-глинистыми породами пласта. Эти пласты имеют обозначения I — для верхнего и II — для нижнего. Выклинивания пласта II проходит восточнее скв.32, 21, 35, 18. Увеличение мощности пласта происходит в восточном и юго-восточном направлениях. Песчаники пласта II, по сравнению с пластов I, имеют более крупную зернистость, плохо отсортированные, в них часто присутствуют ритмичные прослои аргиллитов. В целом на месторождении содержание песчаников в ярактинском горизонте высокое и составляется от 80 до 100 %. К зоне выклинивания оно уменьшается до 55-47 %.
Выше ярактинского горизонта залегает регионально выдержанная пачка аргиллитов темно- и зеленовато-серых с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов серых. Мощность пачки изменяется от 10,8 м на западе площади до 24,2 м в ее центральной части. Мощность подсвиты на площади месторождения 57-135 м.
Среднемотская подсвита €1 mt2
Отложения подсвиты представлены переслаиванием доломитов, доломитов глинистых, алевритистых, доломито-ангидритов, реже ангидритов, аргиллитов и алевролитов. Породы серые, коричневато- и темно-серые. Нижняя граница подсвиты проводится по подошве массивного пласта доломитов Преображенского горизонта. Мощность подсвиты на месторождении 80-84 м.
Верхнемотская подсвита €1 mt3
Отложения подсвиты представлены ритмичным переслаиванием доломитов, доломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых серых, коричневато- и темно-серых. Толщина ритмов от нескольких сантиметров до 30 м. В верхней части подсвиты прослеживаются два пласта массивных доломитов, разделенных глинистыми доломитами и ангидритами. В объеме этих пластов выделяется усть-кутский горизонт. Существенную роль в строении верхней части разреза занимают водорослевые образования, являющиеся в ряде случаев основными породообразующими элементами. Мощность подсвиты на площади месторождения 140-148 м.
Верхнемотская подсвита €1 mt3
Отложения подсвиты представлены ритмичным переслаиванием доломитов, доломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых серых, коричневато- и темно-серых. Толщина ритмов от нескольких сантиметров до 30 м. В верхней части подсвиты прослеживаются два пласта массивных доломитов, разделенных глинистыми доломитами и ангидритами. В объеме этих пластов выделяется устькутский горизонт. Существенную роль в строении верхней части разреза занимают водорослевые образования, являющиеся в ряде случаев основными породообразующими элементами. Мощность подсвиты на площади месторождения 140-148 м.
Усольская свита €1us
Отложения свиты представлены переслаиванием каменных солей, доломитов, известняков, доломито-ангидритов. Каменная соль серая, розовая, прозрачная, крупнокристаллическая. Известняки и доломиты светло-серые, плотные, участками кавернозные, засолоненные и глинистые. Мощность усольской 405-540 м.
Бельская свита €1веl
Отложения свиты подразделяются на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю. Ввиду однородности состава в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы нижняя и средняя подсвиты не разделяются. Мощность бельской свиты составляет от 395 м до 500 м.
Нижне-среднебельская подсвита €1веl1-2
Отложения представлены доломитами и известняками с подчиненными прослоями доломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых. В подошве подсвиты выделяется христофоровский горизонт толщиной – 70-95 м. В верхней части подсвиты выделяется атовский горизонт, кровля которого совпадает с кровлей подсвиты. Мощность горизонта 50-55 м. Мощность подсвиты изменяется от 174 м и до 234-280 м.
Верхнебельская подсвита €1веl3
Отложения представлены переслаиванием каменной соли белой розовато-серой, кристаллической, доломитов и известняков светло-серых, коричневато-серых, мелкозернистых, прослоями глинистых, ангидритизированных, засолоненных. Мощность подсвиты — 154 м.
Булайская свита €1 вl
Отложения представлены монотонной толщей доломитов серых, темно-серых, темно-коричневато-серых, массивных, участками трещиноватых. В объеме свиты выделяется биркинский горизонт. Мощность свиты на площади изменяются от 160 до 205 м.
Ангарская свита €1аng
Отложения представлены в нижней части преимущественно каменными солями, доломитами, в верхней части – доломитами, доломито-ангидритами. Соль бледно-розовая, серая, прозрачная, кристаллическая, массивная, нередко с прослоями глинистого материала. Доломиты серые, зеленовато-серые, средне-мелкокристаллические, массивные, трещиноватые, участками глинистые, засолоненные. В средней части галитовой пачки выделяются пласты солей, обогащенные калием (карналлиты, сильвин- карналлиты), толщина их от нескольких до 61 и более метров. Мощность ангарской свиты меняется в широких пределах – от 135 до 595 м, толщина соленосной части разреза свиты также непостоянная, изменяется от нуля до 220-270 м.
Нижний – средний отделы €1-€2
Литвинцевская свита €1-2 lt
Отложения представлены преимущественно известняками, реже доломитами и глинистыми доломитами. Породы светло-окрашенные, мелкозернистые, брекчированные, участками окремненные и трещиноватые. Мощность свиты 120-155 м.
Средний – верхний отдел €2-€3
Верхоленская + илгинская свиты €2-3 vl+il
Отложения представлены переслаиванием мергелей и аргиллитов шоколадно-коричневых, серых, зеленовато-серых, плотных с алевролитами голубовато-зеленовато-серыми, плотными и песчаниками зеленовато-серыми. В подошве верхоленской свиты отмечаются доломиты глинистые, зеленовато-серые с включениями и прослоями гипсов розовых, белых, волокнистых. Мощность свиты от 395 до 455 м.
Ордовикская система О
Отложения представлены нижним, средним, средним-верхним отделами. Распространены на площади не повсеместно, преимущественно тяготеют к впадинам. В сторону они размыты, увеличиваются в толщинах в юго-восточном и юго-западном направлениях. Мощность отложений изменяется от нуля до 360 м.
Таким образом, мощность горных пород, слагающих разрез в пределах Дулисьминского месторождения колеблются в районе 2300 до 2560 м. Сам разрез достаточно сложный, представлен различными горными породами: теригенными, карбонатным, эвапоритовыми, метаморфическими горными породами.
В разрезе наблюдаются многочисленные несогласные залегания, и резкие смены типов горных пород. Продуктивные отложения Дулисьминского месторождения приурочены к отложениям ярактинского горизонта мотской свиты. Несмотря на то, что продуктивные пласты приурочены к одному стратиграфическому интервалу, литолого-стратиграфические особенности продуктивной части разреза следует охарактеризовать как сложные. Поскольку имеет место быть как выклинивание, так и дифференциация пластов коллекторов по фракционному и минимальному составу.
1.3 Тектоника
Представления об особенностях тектонического строения месторождения получены по результатам геологосъемочных, структурно-картировочных, геофизических работ и глубокого бурения.
В структурно-тектоническом отношении Дулисьминское месторождение относится к Непско-Ботуобинской антекпизе и Ангаро-Ленской ступени верхнего структурного этажа Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) (см. рисунок 1.3).
Непско-Ботуобинская антеклиза в своей сводовой части поднимается до абсолютных отметок минус 1,2 км, а на периферии до минус 2,5-3 км. Сама антеклиза осложнена двумя положительными структурами I порядка: Непский свод и Мирнинский выступ, тремя положительными структурами II порядка: Умоткинский и Алтыбский структурные мысы и Усть-Кутское куполовидное поднятие [5].
По построениям верхнего структурного этажа, Дулисьминское поднятие входит в Марковско-Ичерскую зону пологих валообразных поднятий IV-гo порядка.
Особенности тектонического строения района определяются рядом факторов: проявлениями траппового магматизма и соляного тектогенеза, влиянием палеорельефа фундамента на распределение толщин базальных отложений, процессов выщелачивания солей инфильтрационными водами и т.д.
В целом в районе Дулисьминского месторождения четко выделяется три различных по строению комплекса пород: подсолевой (подтрапповый), соленосный и надсолевой с характерным для каждого особенностями залегания.
Подсолевой комплекс пород, к которому приурочен продуктивный горизонт характеризуется спокойным, слабо нарушенным моноклинальным залеганием.
В самой толще осадочных горных пород наблюдается несоответствие структурных планов различных структурных этажей, связанных как с развитием тектонических процессов, так и с особенностями седиментационных процессов.
Наличие тектонических нарушений в продуктивной толще и несовпадение структурных планов, позволяет охарактеризовать Дулисьминское месторождение, как месторождение со сложной тектоникой.
1.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
Разрез осадочной толщи расчленяется на три гидрогеологические формации — надсолевую, соленосную и подсолевую.
Верхняя часть разреза, которая в значительной степени дренируется речной сетью и содержит в основном пресные или солоноватые воды, образует надсолевую гидрогеологическую формацию.
Нижележащие отложения от литвинцевской свиты до верхней части усольской объединяются в соленосную гидрогеологическую формацию. В гидродинамическом отношении она является переходной зоной от свободного к затрудненному режиму водообмена и содержит соленые воды и хлоридно натриевые и натриево-кальцевые рассолы, концентрация которых разрастается вниз по разрезу формации.
К отложениям чертовской свиты среднего ордовика, как правило, приурочен первый от поверхности зональный водоносный горизонт. Водовмещающими являются аргиллиты с прослоями органогенных известняков и трещиноватые песчаники.
Водоносный комплекс литвинцевской свиты нижнего и среднего кембрия выходит на дневную поверхность в северо-восточной части исследуемой территории и представлен доломитами известняками, известковистыми доломитами.
В ангарской свите, поглощающие интервалы вскрыты в ее верхней и нижней частях, на глубинах 240-1140 м, где прослеживаются зоны сильно трещиноватых и кавернозных доломитов.
В осинском горизонте и надосинском пласте, которые залегают в усольской свите на глубинах 2050-2340 м, водоносными являются интервалы трещиноватых и кавернозных карбонатных пород.
Устъ-кутский горизонт в верхней части мотской свиты, представлен доломитами с прослоями доломито-ангидритов. Залегает на глубинах 2166-2404 м. Из-за различной степени засолонения пород коллекторские свойства не выдержаны.
Преображенский горизонт в основании среднемотской подсвиты представлен доломитами с прослоями глинистых доломитов. Залегает на глубинах 2400-2430 м, толщина 14-20 м.
Ярактинский горизонт нижнемотской подсвиты является основным продуктивным горизонтом месторождения. Представлен базальными преимущественно кварцевыми песчаниками, трансгрессивно залегающими на кристаллическом фундаменте. Залегает горизонт на глубинах 2460-2638 м.
Пластовые давления в ярактинском горизонте близки к нормальным гидростатическим или чуть ниже их. Коэффициент аномальности изменяется от 0,86 до 0,97, т.е. пластовая энергия недостаточна для подъема собственных рассолов на дневную поверхность. Их плотность достигает 1,28-1,30 г/см3, минерализация до 450 г/л и более. Состав рассолов хлоридный кальциевый, иногда магниево кальциевый.
Дебиты попутных и внутриконтурных рассолов из ярактинского горизонта, как правило, низкие. Даже при больших депрессиях на пласт они редко превышали 3-5 м3 /сут.
Таким образом, гидрогеологические условия на месторождении достаточно сложные и по сути отражают строение осадочной толщи. Для большинства гидродинамических обстановок разреза характерным является низкие пластовые давления, энергии которых недостаточно для подъема минерализованных вод до поверхности.
1.5 Нефтегазоносность
В нефтегазоносном отношении исследуемая территория относится к Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО), которая приурочена к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (см. рисунок 1.4) [9].
Территория Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области расположена в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы и только на восточной и южной окраинах захватывает территорию Вилючанской седловины.
Площадь Непско-Ботуобинской НГО составляет около 260 тыс. км.2 и на её территории открыто 32 месторождений нефти и газа. Среди которых по количеству запасов есть гигантское — Чаяндинское, крупные — Среднеботубинское, Верхнечонское, Талаканское и другие. В пределах области продуктивность установлена в осинском (Б1), усть-кутском (юряхский, Б3-4-5), преображенском (Б12) горизонтам, пачкам карбонатными и терригенным пластов венд-нижнекембрийского комплекса (В3, В5, В10, В12, В13, В14, В13). Основными промышленно нефтегазоносными пластами являются В3, В5, В10, В13.
Суммарные геологические запасы нефти нефтегазоносной области оцениваются в 1500 млн.т. по категориям ABC1 и 2400 млн.т. по С2; газа -1170 млрд. м3 по категориям ABC1 и 1530 млрд. м3 по С2; конденсата — 39 млн.т. по категориям ABC1 и 35 млн.т. по С2.
Существенной необычной особенностью месторождений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области является аномально низкое пластовое давление (АНПД), дефицит которого может достигать 15-20% от гидростатического [10].
Нефти как правило легкие с плотностью не более 0,820-0,836 г/см3 и средние – 0,847–0,863 г/см3.
Непосредственно промышленная нефтегазоносность Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения, открытого в 1980 г., связана с кварцевыми, средне-мелкозернистыми песчаниками отложениям ярактинского горизонта мотской свиты (пласты В10 и В13).
Особенностью Дулисьминского месторождения, является то, что пласт В10 распространен повсеместно, выклинивается на северо-западе. В то время как пласт В13 маломощный, и на месторождении распространен не повсеместно (см. рисунок 1.5).
Непосредственно сам пласт В10 разделён пропластком алевро — глинистых пород на два пласта: верхний — I и нижний – II.
К пласту I приурочена газоконденсатнонефтяная. Сам пласт сложен серыми и темно-серыми мелкосреднезернистыми хорошо отсортированными песчаниками. Местами в пласте I отмечаются засолонение и ангидритизация песчаников. Отмечаются признаки пиритизации и повышенная слюдистость.
На месторождении пласт распространен повсеместно, и залегает на аргиллито-алевролитовых породах межпластовой перемычки, а на участках её отсутствия на песчаниках пласта II. В некоторых скважинах отмечается его залегание непосредственно на породах фундамента [11].
Общая мощность пласта I изменяется от 1 до 36,6 м, эффективная нефтенасыщенная от 0 до 3,4 м, эффективная газонасыщенная — достигает 16 м. Коэффициент расчлененности — от 1 до 7, в среднем по месторождению среднем 3,8.
Пластом покрышкой является вышезалегающая пачка глинисто-алевритовых пород. На участках отсутствия пласта I глинисто-ангидритовая пачка залегает на породах фундамента.
Непосредственно сама залежь пласта I осложнена многочисленными зонами литологического замещения и разрывными нарушениями тектонического происхождения (см. рисунок 1.6). В пределах ловушки залежь неантиклинальная, пластовая, блоковая с элементами литологического и стратиграфического экранирования. Начальное пластовое давление составляло 22,6 — 22,8 МПа, температура плюс 35 — плюс 36°С. Пористость 6-18 %, проницаемость (50-70)×10-15м. Тип коллектора поровый. Начальные притоки газа достигают 128 тыс. м3/сут, нефти 90 м3/сут.
Положение ВНК и ГНК по основной залежи I пласта по материалам ГИС и испытания определяется на а.о. –2019 м и –2036 м. Высота залежи составляет 72 м, в том числе 17 м нефтяной оторочки.
В пласте II ярактинского горизонта, выделяют две залежи северная нефтегазоконденсатная и южная (район скв. 30) газоконденсатная залежи (см. рисунок 1.7). Залежи пласта II приурочены к песчаникам серо-бурыми средне- и крупнозернистыми, переслаивающимися с аргиллитами и алевролитами. Пласт коллектор имеет многочисленные участки засолонения и глинизации. Эффективная толщина песчаных пропластков в среднем составляет 1,8 м, максимальная 4 м. Коэффициент расчленённости — от 1 до 4, в среднем 2,4. Залежь пласта II — пластовая, неантиклинальная, с литологическим ограничением. Начальное пластовое давление составляло 22,8 МПа, температура плюс 36°С.
Открытая пористость пород-коллекторов пласта В10 (пласты I и II) изменяется от 6,2 до 21,7%, газопроницаемость — от 0,9 до 730х10-15 м2, составляя в среднем 48,3×10-15 м2. Тип коллектора поровый. Начальное пластовое давление 22,56 МПа, температура плюс 32°С.
Не смотря на достаточную близость средних значений пористости, нефтенасыщенности и проницаемости по пластам I и II продуктивного горизонта В10, легкую по составу нефть, хорошие коллекторские свойства пластов, залежи месторождения можно охарактеризовать как сложнопостроеными. Поскольку нефтенасыщенные толщины экранированы литологически, стратиграфически и тектонически. Продуктивные пласты значительно расчленены с коэффициентом расчленённости 2,4 — 3,8. Так же на месторождении наблюдается наличие зон аномально низких пластовых давлений.
1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Нефти Дулисьминского месторождения ярактинского горизонта обладают близкими физико-химическими свойствами (таблица 1.1). Плотность нефтей месторождения горизонта изменяется от 730 до 737 кг/м3 при среднем значении 733 кг/м3.
Динамическая вязкость колеблется в пределах 2,2-2,4 Мпа/с, среднее значение 2,3 Мпа/с.
Растворённый (нефтяной) газ содержит в промышленных кондициях этан, пропан, бутаны и гелий (таблица 1.2).
Физико-химическая характеристика свободного газа изучена по данным проб, отобранных из скважин. Газ имеет преимущественно углеродный состав: содержание метана колеблется в пределах 77,9 – 82,74 %, этана 6,73 -9,66 %, пропана – 2,62 -4,15 %, бутанов 0,87 – 2,21 %. Содержание пентана и более тяжелых фракций равно 2,96 – 4,38 %, наличие сероводорода не отмечено.
По содержанию серы нефти относятся к малосернистому типу, среднее содержание – 0,17 % (таблица 1.3).
Количество твёрдого парафина изменяется от 1,14 до 1,67 %, и по его содержанию нефти классифицируются как малопарафинистые.
Смолистых компонентов в нефтях повышенный процент (3,96-5,48 %). Среднее их содержание составляет 4,88 %, что позволяет оценить нефти как смолистые.
Асфальтенов в нефтях содержится очень мало от 0,04 до 0,19 %. Среднее их содержание – 0,11 %.
Температура застывания нефтей изменяется от минус 22 до минус 37ºС. Температура начала кипения нефтей колеблется от 64 до 100ºС.
Таблица 1.1 — Свойства нефти, газа, конденсата и воды ярактинского горизонта Дулисьминского месторождения
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| а) нефть | ||
| Давление насыщения газом, МПа | 21,5-21,6 | 21,6 |
| Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т |
|
|
| Р 1= 15 МПа Т1 = 20оС | 114,3-116,9 | 115,6 |
| Р2 = 10 МПа Т2 = 20оС | 82,4-89,6 | 86 |
| Р3 = 5 МПа Т3 = 20оС | 49,2-50,6 | 49,9 |
| Р4 = 1.6 МПа Т4 = 20оС | 20,6-23,0 | 21,8 |
| Суммарное газосодержание, м3/т | 150,3-150,8 | 150,5 |
| Объемный коэффициент при диффе- ренциальном разгазировании, доли ед. | 1,290-1,297 | 1,293 |
| Плотность, кг/м3 | 730-737 | 733 |
| Вязкость, мПа*с | 2,2-2,4 | 2,3 |
| б) газ газовой шапки | ||
| Давление начала и максимальной | 21,4-24,5 | 22,7 |
| конденсации, МПа | 5,5-6,2 | 5,8 |
| Плотность, кг/м3 | 0,980-0,995 | 0,988 |
| Вязкость, мПа*с | 0,02 | 0,02 |
| Содержание стабильного конденсата, г/м3 | 184,2-216,2 | 200,2 |
| в) стабильный конденсат | ||
| Плотность, кг/м3 | 716-723 | 720 |
| Температура застывания, оС | (-45)-(-50) | -47 |
| Вязкость при 20оС, мПа*с | 0.3-0.7 | 0,6 |
| г) пластовая вода | ||
| Газосодержание, м3/т | 236-255 | 242 |
| Объемный коэффициент, доли ед. | 1,0015-1,0020 | 1,002 |
| Общая минерализация, г/л | 317,7-458,6 | 370,8 |
| Плотность, кг/м3 | 1300,0-1300,6 | 1300,2 |
Таблица 1.2 — Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти ярактинского горизонта Дулисьминского месторождения (мольное содержание в % )
| Наименование | При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях | При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях | Пластовая нефть | ||
| выделив-шийся газ | нефть | выделив-шийся газ | нефть | ||
| Сероводород | |||||
| Углекислый газ | 0,22 | 1,80 | 1,02 | ||
| Азот + редкие | 2,58 | 3,12 | 1,78 | ||
| в т.ч. гелий | 0,05 | 0,13 | |||
| метан | 65,72 | 71,20 | 41,55 | ||
| этан | 13,85 | 14,40 | 6,82 | ||
| пропан | 8,87 | 6,80 | 2,93 | ||
| изобутан | 1,54 | 0,70 | 0,14 | 0,44 | |
| н. бутан | 3,47 | 1,40 | 0,72 | 1,45 | |
| изопентан | 3,75 | 0,26 | 1,40 | 0,75 | |
| н. пентан | 0,31 | 2,18 | 1,16 | ||
| гексаны | 5,42 | 2,44 | |||
| гептаны | 4,64 | 2,09 | |||
| другие компоненты | |||||
| Остаток (С8 + высшие) | 85,50 | 37,44 | |||
| Молекулярная масса | 197 | 100 | |||
| Молекулярная масса остатка | |||||
| Плотность газа, кг/м3 | 1,043 | 0,917 | |||
| Плотность газа по воздуху | |||||
| Плотность нефти, кг/м3 | 836 | 733 | |||
Таблица 1.3 — Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти ярактинского горизонта Дулисьминского месторождения
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение | |
| Вязкость динамическая при 20оС, мПа∙с | 5,1-8,8 | 7,4 | |
| Вязкость кинематическая при 20оС, мм2/с | 6,3-10,7 | 9,1 | |
| Температура застывания, оС | (-22)-(-37) | -32 | |
| Температура насыщения парафином, оС | 100-123 | 111,5 | |
| Массовое содержа- ние, % | Серы | 0,12-0,26 | 0,17 |
| Смол силикагелевых | 3,96-5,48 | 4,88 | |
| Асфальтенов | 0,04-0,19 | 0,11 | |
| Парафинов | 1,14-1,67 | 1,37 | |
| Золы | 0,005-0,248 | 0,07 | |
| Воды | 0,00-0,25 | 0,07 | |
| Мехпримесей | 0,00-0,19 | 0,01 | |
| Температура плавления парафина, оС | 48,0-58,0 | 53 | |
| Объемный выход фракций, % | н.к. — 100оС | 0,01-5,01 | 2,2 |
| до 150оС | 11,0-17,0 | 12,5 | |
| до 200оС | 18,5-30,0 | 22,6 | |
| до 250оС | 29,0-43,0 | 33,5 | |
| до 300оС | 43,0-58,0 | 49,3 | |