Применение методов разглинизации для условий пластов Ю1 Варынгского месторождения

Таблица 2.1.2

Компонентный  состав (молярные доли) пластовой нефти пласта БВ₁₃

Компонент	С1	С2	С3	IC4	NC4	iC5	nC5	C6	C7	C8	C9+
Молярные доли	0,42	0,07	0,11	0,035	0,056	0,025	0,025	0,05	0,04	0,025	0,135

Неполнота подобного  описания нефти (в особенности для  высокомолекулярных соединений - смол и асфальтенов) частично устраняется настройкой модели на результаты лабораторных исследований свойства нефти и газа, таких как плотность, молекулярный вес и вязкость. Основными параметрами регрессии для уравнения состояния служат значения критического давления и температуры Р_с, Т_с и объемный сдвиг ω для компонент С8 и С9+ - параметров, описывающих жидкую фазу. Далее приведены величины, по которым проводилась регрессия свойств УВ:

Давление насыщения                         230 бар;

Плотность сепарированной нефти (1 ст)         830 кг/м³;

Молекулярная  масса сепарированной нефти   160;

Плотность сепарированного  газа (1 ст)         1,31 кг/м³;

Молекулярная  масса сепарированного газа     31,5;

Вязкость нефти  в поверхностных условиях     3,1 мПа.с.

Основные параметры  ступеней сепарации (в соответствии с имеющимися технологическими особенностями подготовки нефти) следующие:

1 ступень - давление 0,88МПа, температура 20 С

2 ступень –  0,69МПа, 10 С,

3 ступень –  0,49МПа, 45 С,

4 ступень - стандартные  условия, 0,1013МПа, 20 С.

Сводная информация по свойствам нефти и газа для различных условий сепарации приведена в таблице 4.3.3. Распределение свойств нефти в зависимости от глубины показаны в таблице 4.3.4. Физические свойства нефти и газа в пластовых условиях приведены в таблицах 4.3.5, 4.3.6. На рисунках 4.3.5 - 4.3.9 показаны зависимости основных параметров от давления, используемые при расчетах.

 

2.1.2 Пласт Ю₁

На этапе  разведки месторождения глубинные  пробы нефти не были отобраны. Свойства нефти пласта Ю₁ были выбраны по аналогии с соседним Верхне-Колик-Еганским месторождением. В 1995-1997гг. были выполнены анализы 8 глубинных проб нефти ТОО "Реагент", для 3 из них выполнен компонентный анализ. Результаты исследования глубинных проб показаны в таблице 2.1.2.

Таблица 2.1.2

Диапазон изменения свойств нефти при одноступенчатой сепарации. Пласт Ю₁

Параметр	Данные ТТЭ	Данные ТОО  Реагент
Давление насыщения  нефти, МПа	21	7,6-22,1
Газосодержание  нефти, м3/м3	270	71-330
Объемный коэффициент, м3/м3	1,71	1,245-2,045
Плотность сепарированной нефти, кг/м3	832	817-827

Как и в случае пласта БВ₁₃, подобные вариации для измеренных значений давления насыщения, газового фактора и других параметров связаны с отборами нефти в процессе разработки месторождения, а также с особенностями процессов отбора и транспортировки проб.

Построение  модели нефти и газа проводилось  с использованием уравнений состояния  типа Пенга-Робинсона (трехпараметрического) для смеси УВ, состав которой приведен в таблице 2.1.3. Молярная масса остатка С9+ составляет 240.

Таблица 2.1.3

Компонентный  состав (молярные доли) пластовой нефти  пласта Ю₁

Компонент	С1	С2	С3	IС4	NC4	IС5	nС5	С6	С7	С8	С9+
Молярные доли	0,33	0,067	0,14	0,045	0,064	0,025	0,023	0,044	0,034	0,022	0,196

Величины, по которым  проводилась регрессия свойств  УВ:

Давление насыщения -                         150 бар;

Плотность сепарированной нефти (1 ст) -       830 кг/м3;

Молекулярная  масса сепарированной нефти -   175;

Плотность сепарированного  газа (1 ст) -         1,35 кг/м3;

Молекулярная  масса сепарированного газа -     32;

Вязкость нефти  в поверхностных условиях -    3,6 мПа.с.

 

Основные параметры  сепарации взяты аналогично нефти  пласта БВ₁₃. В сводной сравнительной таблице 2.1.10 приводятся свойства нефти и газа пласта Ю₁ для разных условий сепарации. Физические свойства нефти и газа в пластовых условиях приведены в таблицах 2.1.11, 2.1.12.

 

Таблица 2.1.4

Основные свойства нефти и газа при различных  условиях сепарации.Пласт БВ₁₃

Параметр	Значение при 1-ст сепарации	Значение при 4-ст сепарации
Газовый фактор, м3/м3	370	270
Конденсатный  фактор, см3/м3	62	350
Объемный коэффициент  нефти	2,1	1,76
Объемный коэффициент  газа	3,88х10-3	4,11х10-3
Плотность нефти, кг/м3	833	804
Плотность газа, кг/м3	1,31	1,096
%С1 в газе / нефти	56,3/0,23	64,2/0,02
%С2 в газе / нефти	9,3/0,28	10,5/0,36
%СЗ в газе / нефти	14,2/1,7	14,1/5,1
%С4-С8 в газе / нефти	20/44,5	11/54,5
%С9+ в нефти	53	40

 

 

 

Таблица 2.1.5

Зависимость свойства нефти от глубины. Пласт БВ₁₃

Глубина, а.о.	Давление насыщения, МПа	Вязкость, мПа.с	Газосодержание, м3/м3
-2165	23	0,213	270
-2170	23	0,213	270
-2185	20	0,24	230
-2200	15	0,36	175

* при выборе  ГНК на отметке 2162м, Р=23 МПа

Таблица 2.1.6

Физические  свойства пластовой нефти. Пласт  БВ₁₃

Плотность нефти, кг/м3	Вязкость нефти, сП	Плотность газа, кг/м3	Вязкость газа, мПа.с	Поверхностное натяжение, дин/см*
				нефть-газ	нефть-вода
624	0,213	304	0,039	0,35	37

* поверхностное  натяжение рассчитывалось по  формуле Маклеода (нефть-вода) и через  парахоры (нефть-газ)

 

 

Таблица 2.1.7

Зависимость физических свойств пластовой нефти от давления. Пласт БВ₁₃

Давление, МПа	Объемный коэффициент	Вязкость нефти, мПа.с	Сжимаемость нефти, С*104, 1/МПа	Нормированная производная вязкости, Сvo*103, 1/МПа
10	1,391	0,361	15	12,6
20	1,657	0,240	21	10,8
23	1,760	0,213	24	11,4

 

 

Таблица 2.1.10

Основные свойства нефти и газа при различных  условиях сепарации. Пласт Ю₁

Параметр	Значение при 1-ст сепарации	Значение при 4-ст сепарации
Газовый фактор, м3/м3	230	180
Объемный коэффициент  нефти	1,71	1,53
Плотность нефти, кг/м3	830	809
Плотность газа, кг/м3	1,38	1,19
%С 1 в газе / нефти	49/0,24	56/0,02
%С2 в газе / нефти	9,8/0,33	11,2/0,34
%СЗ в газе / нефти	19,6/2,6	19,5/6,2
%С4-С8 в газе / нефти	22/38	13/46
%С9+ в нефти	60	48

 

Таблица 2.1.11

Физические свойства пластовой нефти. Пласт Ю₁

Плотность нефти, кг/м3	Вязкость нефти,сП	Плотность газа, кг/м	Вязкость газа, мПа.с	Поверхностное натяжение, дин/см*
				нефть-газ	нефть-вода
670	0,32	-	-	-	34,5

* поверхностное  натяжение рассчитывалось по формуле Маклеода (нефть-вода) и через парахоры (нефть-газ).

 

Таблица 2.1.12

Зависимость физических свойств пластовой нефти от давления. Пласт Ю₁

Давление, МПа	Объемный коэффициент	Вязкость нефти, мПа.с	Сжимаемость нефти, С*104, 1/МПа	Нормированная производная вязкости, Сvo*103, 1/МПа
15	1,564	0,283	21,8	12,6
20	1,544	0,301	-11-	-11 -
30	1,513	0,336	-11-	-11-

2.2. Запасы нефти и газа

 

При подсчете начальных  балансовых запасов нефти и газа в 1999 году продуктивный пласт Ю₁ был подразделен на два объекта подсчета - пласты Ю₁¹ и Ю₁^2-3. В продуктивном пласте БВ₁₃ было выделено четыре коррелируемых пачки (БВ₁₃¹, БВ₁₃², БВ₁₃³, БВ₁₃⁴), по каждой из которых оценивали запасы нефти и газа.

Начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти по Варынгскому месторождению, в том числе по пластам БВ₁₃ и ЮВ₁ были утверждены ГКЗ РФ в 1993 году (протокол №209 - доп. от 24 декабря 1993 года). В процессе разбуривания значительно изменились запасы по пласту ЮВ₁, что вызвало необходимость уточнения балансовых запасов месторождения, что и было выполнено 0А0 «Гео Дэйта Консалтинг» в 1999 году Выполненный подсчет балансовых запасов нефти и газа был представлен в ГКЗ МПР и протоколом №92-М от 13.07.2000 г. ЦКЗ МПР постановила (пункт 3.2 Протокола): «Балансовые запасы по пластам БВ₁₃ и ЮВ₁ подготовлены для составления уточненной технологической схемы разработки», что и явилось юридическим основанием для использования уточненных ОАО «Гео Дэйта Консалтинг» балансовых запасов пластов БВ₁₃ и Ю₁ при составлении технологической схемы разработки этих объектов.

Величина начальных  балансовых запасов свободного газа пласта БВ₁₃, уточненная Государственным Балансом 2001 года, составляет 921 млн. м³, что соответствует принятой для проектирования цифре запасов. Начальные балансовые запасы конденсата, стоящие на балансе соответствуют величине 241 млн.т, что не отличается от цифры, принятой для проектирования.