Рассветное месторождение

Эффективная толщина увеличивается  к центру поднятия.

 

Пласт Тл развит по всей площади месторождения. В его пределах выделяется, в основном, два проницаемых прослоя, имеющих неравномерное распределение по площади. В отдельных случаях в пласте выделяется до 3-4 проницаемых пропластков. Продуктивный пласт Тл не выдержан по разрезу.

Все данные по пластам сведены в  табл. 4 и 5.

          

2.2.5.  Показатели неоднородности  пластов.

 

Продуктивный пласт Бб характеризуется  сильной степенью неоднородности. В его разрезе выделяется от 3 до 7 проницаемых пропластков. Тульский продуктивный пласт Тл имеет меньшую расчлененность, в его составе выделяется от 1 до 5 проницаемых пропластков. Пласты Тл и Бб прослеживаются по всей площади, о чем свидетельствует коэффициент распространения Кs=1.

Данные о толщинах пластов и  неоднородности сведены в табл. 6.

 

 

Таблица 4 
Неоднородность и толщина пласта Бб.

Толщина	Наименование	По пласту в целом
Общая	- среднеарифметическое  значение, м - коэффициент вариации - интервал изменения, м	25.9 0.16 15.6-45.6
Нефтенасыщенная	- среднеарифметическое  значение, м - коэффициент вариации - интервал изменения, м	4.3 0.6 0.6-9.2
Эффективная	- среднеарифметическое значение, м - коэффициент вариации - интервал изменения, м	13.6 0.48 4.6-24.4

Таблица 5  
Неоднородность и толщина пласта Тл.

Толщина	Наименование	По пласту  в целом
Общая	-среднеарифметическое значение, м. - коэффициент вариации - интервал изменения, м	13.8 0.18 —
Нефтенасыщенная	-среднеарифметическое  значение, м. - коэффициент вариации - интервал изменения, м	5.4 0.46 1.6-11.8
Эффективная	-среднеарифметическое  значение, м. - коэффициент вариации - интервал изменения, м	5.8 0.46 1.6-11.8

Таблица 6 
Статические показатели характеристик пластов Бб и Тл.

Количество скв. использован. для определения	Коэффициент песчанистости Кп	Коэффициент расчленен. Кр	Коэффициент раскрытия	Коэффициент воздействия
Бб
46	0.52	5.07	1	0.94
Тл
46	0.42	2.76	1	0.92

 

 

2.3. Состав и свойства нефти,  газа и воды.

2.3.1.Физико-химические свойства  и состав  
пластовой жидкости и газа.

Состав и свойства пластовых  жидкости и газа изучались в период 1966-1982 гг. по пробам из скважин №№ 1, 11, 168, 400. Всего исследовано 29 глубинных проб.

Попутный газ получен в октябре 1982 г. из эксплуатационных скважин №177 (пласт Тл) и №392 (пласт Бш). Эти  пробы отобраны в условиях разгазирования нефти в призабойной зоне  и опережающего выделения из нефти наиболее легких компонентов - метана и азота.

Вообще газ, соответствующий нефтям из обеих залежей (Тл и Бш) изучен недостаточно, особенно относительно содержания в нем сероводорода. Свойства растворенного газа выявлены при разгазировании пластовой нефти.

                2.3.2.Физико-химические свойства пластовой нефти.

 

Изучены пластовая (скважина №11) и  поверхностная (скважины №№1, 2, 11) нефти. Всего исследовано 10 глубинных и 5 поверхностных проб нефти.

В 1972 г. из скважины №11 на глубине 1400-1550 м были получены 5 глубинных проб нефти. Давление насыщения в пробах колебалось от 5.85 до 8.25 МПа. Газонасыщенность нефтей была  21.5-22.0 м³/т, вязкость 25.74 и 22.15 мПа*с соответственно.

Параметры пластовых проб нефти  тульского пласта из скважины №11:

 

• -давление насыщения - 8.25 кгс/см²,
• -газонасыщенность - 21.5 м³/т,
• -объемный коэффициент - 1.060,
• -плотность пластовой нефти - 0.879 г/см³ ,
• -плотность нефти на поверхности - 0.924 г/см³,
• -вязкость - 25.74 мПа*с.

 

Поверхностная нефть в скважинах  №1 и №11 почти одинакова, но отличается от нефти из скважины №2, проба которой получена при испытании пласта. Ее свойства:

-плотность - 0.908 г/см³, т.е. она несколько легче.

По усредненным данным (скважины №№1, 2, 11) плотность поверхностной нефти 0.924 г/см³, вязкость 75.73 мПа*с, содержание смол 29.74%.

Физические параметры пластовой  нефти представлены в табл. 7.

Зависимость плотности, вязкости, газонасыщенности, объемного коэффициента нефти от давления для пластов Тл_2-а и Тл_2-б представлены на рис. 2.

Газ контактного разгазирования и  попутный газ различаются по плотности и компонентному составу. В газе контактного разгазирования из скважины №11 в два раза меньше азота, чем в попутном газе и в значительно меньшем количестве присутствует сероводород.

Таблица 7 
Физические параметры пластовой нефти.

Наименование	Номер исслед. скв.	Диапазон изменения	Среднее значение	Символы
1. Давление насыщения (МПа)	11	5.85-8.25	8.25	Рн
2.Газосодержание (м3/т)	—	—	21.5	f
3.Газовый фактор при  условиях сепарации	не определялся
4.Объемный коэффициент	—	—	1.060	b
5.Плотность (г/см3)	—	—	0.879	r
6.Вязкость (мПа*с)	—	—	25.74	mн

Таблица 8 
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти.

 

Наименование	Диапазон изменений	Среднее значение
1.Плотность (г/см3)	0.913-0.931	0.924
2.Вязкость (мм/с2) при t=20°C при t=50°C	66.99-92.47 22.95-37.19	75.73 27.75
3.Температура застывания(°С)	—	8
4.Выход фракций (содержание в объемных %)   серы смол селикагелевых асфальтенов парафина н.к.    до 100°С    до 150°С    до 200°С    до 300°С	3.0-3.59 22.54-37.0 5.90-6.36 3.72-4.92 52-75 2-7 7-12 11-20 38-40	3.24 29.74 6.13 4.32 65 4 9 15 39

 

 

Таблица 9 
Компонентный состав нефтяного газа, растворенного в пластовой нефти.

             

Наименование	Газ, выделившийся при  однократном разгазировании в стандартных условиях	Смесь газа             многоступенчатого разгазирования
1.Сероводород	0.50	0.70
2.Углекислый газ	0.90	0.56
3.Азот + редкие	29.80	58.06
4.Метан	22.30	26.44
5.Этан	15.80	7.86
6.Пропан	17.50	4.39
7.Изобутан	2.90	0.59
8.Н-бутан	5.50	1.05
9.Изопентан	2.00	0.42
10.Н-пентан	2.00	0.29
11.Гексан + высшие	1.00	0.34
12.Плотность при стандартных  условиях (г/л)	382	121

 

                 2.3.3. Физико-химические свойства воды.

Пластовые воды данного района высоко минерализированы, метаморфизация вод небольшая, содержание сульфатов в башкирском газонефтеводоносном комплексе повышено. При изменении начальных условий возможно выпадение солей сульфатов.

Таблица 10 
Физико-химические свойства воды.

Наименование	Диапазон изменения	Среднее  значение
1.Газосодержание (м3/т)	не определялось	не определялось
2.Вязкость (мПа*с)	1.50-1.62	1.56
3.Общая минерализация	255-266	261
4.Плотность (г/см3)	1.170-1.184	1.177
5.Содержание ионов     моль в мг/экв/л            Cl            O4            HCO            Ca            Mg            Na+K	4405-4654             6.1-10.9             1.3-3.4            853-895            329-354          3232-3417	4525                  8.5                  2.4                 874                 342                3325

 

 

                2.3.4.Физико-гидродинамические характеристики.

 

Коэффициент вытеснения нефти водой (b) определялся в лаборатории физики нефтяного пласта ПермНИПИнефть методом приближенного лабораторного моделирования.

В опытах участвовали две модели, состоящие соответственно из карбонатных (пласт Бш) и терригенных (пласт Тл + Бб) образцов продуктивных отложений Рассветного месторождения. Проницаемость модели карбонатного пласта в среднем равнялась 0.152 мкм², а терригенного - 0.144 мкм².

Коэффициент вытеснения нефти водой (водопроводной) из карбонатных пород  составил 0.44, а из терригенных - 0.45.

Таблица 11 
Характеристика терригенных образцов, составляющих модели   нижнекаменноугольных пластов Рассветного месторождения.

Глубина,            м	Пористость,            %	Проницаемость,           мкм2	Остаточная водонасыщен.	Коэффициент вытеснения,           д.ед.
1547-1554	24.9	0.274	9.4	0.48
1775-1778	19.5	0.215	11.6	0.43
1631-1636	19.5	0.098	20.3	0.54
1635-1640	16.6	0.096	21.3	0.33
1623-1628	16.0	0.177	7.7	0.47

 

 

 2.3.5.Энергетическая характеристика залежи.

Связь с законтурной зоной не установлена. Существующий режим разработки - чистый водонапорный, т.е. применяется внутриконтурное заводнение с целью поддержания давления на уровне первоначального.

Первоначальные давление, температура, изотермический градиент определялись по данным исследований разведочной скважины №11. Пластовое давление в процессе разработки снижается.

Индикаторные кривые не снимались. Для обработки использовался  оперативный материал по замерам пластовых и забойных давлений и дебитов скважин.

Пласт охвачен заводнением не полностью. КДТ изменяется от 0.20 до 0.96.

Ниже приведены средние значения результатов исследования скважин  и пластов Бб + Тл :

 

• - начальное пластовое давление  15.8 МПа
• - пластовая температура                25.0°С
• - технологический газовый фактор 21.5 м³/сут
• - продуктивность                              9.6 т/сут*МПа
• - удельная продуктивность             0.69 (т/сут)/МПа*м
• - гидропроводность                          14.3 см³/МПа*с
• - пьезопроводность                          621.0 см²/с
• - коэффициент нефтеотдачи   0.30 д.ед.