Проектные показатели разработки Якшур-Бодьинского месторождения

         Оценку коэффициентов вытеснения нефти водой для условий залежей нефти Якшур-Бодьинского месторождения осуществляли по обобщенным зависимостям, основанным на результатах экспериментов по вытеснению нефти водой полученных для расположенных рядом Ошворцевско-Дмитриевского, Сундурско-Нязинского, Центрального, Мишкинского и др. месторождений.

Для терригенных продуктивных отложений нижнего карбона Квыт рассчитывался по формуле (1):

,    (1)

где  Квыт – коэффициент вытеснения нефти водой, д.ед.;

Кпр – газопроницаемость  горной породы, мкм²;

m_Н – динамическая вязкость нефти, мПа×с.

Для залежей нефти в  карбонатных отложениях турнейского  яруса коэффициент вытеснения рассчитывается по зависимости (2):

,    (2)

Диапазон изменения газопроницаемости  горных пород и динамической вязкости нефти для экспериментальных  моделей пластов, по которым были построены обобщенные зависимости (1, 2) приведен в таблице 3.

 

 

 

Таблица 3

Диапазоны изменения параметров

Характеристика пород	Возраст пород	Диапазон изменения
		проницаемость, мкм2	вязкость нефти, мПа×с
Песчаники, алевролиты	С1v	0,022 – 1,243	17,0 – 69,2
Известняки	С1t	0,057 – 1,234	11,6 – 121,4

 

        В таблице 4 приведены основные расчетные характеристики вытеснения нефти водой в условиях Якшур-Бодьинского месторождения для принятых средних значений проницаемости (таблица 2) и вязкости нефти продуктивных пластов. Значения относительных фазовых проницаемостей для концевых точек в таблице 4 приведены к абсолютной проницаемости по газу.

Таблица 4

Характеристики  вытеснения нефти водой в условиях Якшур-Бодьинского месторождения

 

Возраст продуктивных пластов  объектов разработки (тип коллектора)	Пористость,   д.ед.	Проницаемость,   мкм2	Неснижаемая водонасыщенность,  д.ед.	Начальная нефтенасышенность Sнн, д.ед.	Остаточная нефтенасыщенность  при вытеснении рабочим агентом Sон,   д.ед.	Коэффициент вытеснения Квыт,   д.ед.	Значения относительных  проницаемостей, д.ед.
							для рабочего агента при  остаточной нефтенасыщенности	для нефти при неснижаемой  водонасыщенности
Пласт Ct-I (терригенный)	0,17	0,403	0,200	0,800	0,264	0,670	0,0315	0,4136
Пласт Ct-II (терригенный)	0,20	0,920	0,120	0,880	0,255	0,710	0,0366	0,4429
Пласт Сt-III (карбонатный)	0,15	0,458	0,13	0,87	0,357	0,590	0,0557	0,2980

 

 

Относительные фазовые проницаемости  для продуктивных пластов Якшур-Бодьинского месторождения, рассчитанные для средних значений проницаемостей (таблица 2) представлены в таблице 5 и на рисунках 10,11

Таблица 5

Относительные фазовые проницаемости  для продуктивных пластов Якшур-Бодьинского  месторождения

Водонасыщенность S, д.ед.	Относительная фазовая проницаемость  по воде kв, д.ед.	Относительная фазовая проницаемость  по нефти kн, д.ед.	Обводненность  потока жидкости f,  д.ед.
1	2	3	4
Пласт Ct-I   Кпр = 403×10-3 мкм2, mн = 26,5 мПа×с
0,200	0,00000	1,00000	0,00000
0,254	0,00201	0,63790	0,07713
0,307	0,00601	0,38761	0,29114
0,361	0,01139	0,22034	0,57808
0,414	0,01794	0,11480	0,80549
0,468	0,02551	0,05309	0,92719
0,522	0,03402	0,02066	0,97760
0,575	0,04339	0,00612	0,99471
0,629	0,05357	0,00110	0,99922
0,682	0,06451	0,00006	0,99997
0,736	0,07618	0,00000	1,00000
Пласт Ct-II  Кпр = 920×10-3 мкм2, mн = 26,5 мПа×с
0,120	0,00000	1,00000	0,00000
0,182	0,00218	0,63693	0,08325
0,245	0,00652	0,38701	0,30857
0,307	0,01236	0,22001	0,59819
0,370	0,01946	0,11462	0,81817
0,432	0,02768	0,05301	0,93260
0,495	0,03691	0,02063	0,97934
0,557	0,04707	0,00611	0,99513
0,620	0,05812	0,00110	0,99929
0,682	0,06999	0,00006	0,99997
0,745	0,08265	0,00000	1,00000

 

 

 

 

 

Продолжение таблицы 5

Водонасыщенность S, д.ед.	Относительная фазовая проницаемость  по воде kв, д.ед.	Относительная фазовая проницаемость  по нефти kн, д.ед.	Обводненность  потока жидкости f,  д.ед.
1	2	3	4
Пласт Сt-III   Кпр = 458×10-3 мкм2, mн = 26,5 мПа×с
0,130	0,00000	1,00000	0,00000
0,181	0,01129	0,76607	0,28087
0,233	0,02629	0,55064	0,55854
0,284	0,04310	0,37869	0,75101
0,335	0,06121	0,24581	0,86841
0,387	0,08036	0,14744	0,93524
0,438	0,10036	0,07887	0,97120
0,489	0,12112	0,03521	0,98915
0,541	0,14253	0,01130	0,99702
0,592	0,16455	0,00162	0,99963
0,643	0,18710	0,00000	1,00000

 

 

Рисунок 10 – Зависимости относительных  фазовых проницаемостей для воды,  
нефти и обводненности продукции от водонасыщенности продуктивных 
пластов Сt-I, Ct-II турнейского яруса

Рисунок 11 – Зависимости относительных  фазовых проницаемостей для воды,  
нефти и обводненности продукции от водонасыщенности продуктивного 
пласта Ct-III турнейского яруса

 

1.4  Физико-химические  свойства нефти, газа, воды

Свойства нефти турнейских залежей в пластовых и поверхностных  условиях изучены на стадии поисково-разведочных  работ в лабораториях ПГО «Удмуртгеология» и УКО «ТатНИПИнефть». Свойства нефти, газа и воды приводятся в целом  для турнейских пластов. Состояние  изученности пробами нефти приведено  в таблице 6.

Таблица 6

Состояние изученности пробами  нефти

Пласт	Количество учтенных проб / скважин
	пластовой нефти	поверхностной нефти
Всего в том числе:	13/4	44/15
Сt-I	10/4	36/14
Ct-II	3/1	3/2
Ct-III	-	5/2

Свойства  нефти в пластовых условиях изучены по 13 глубинным пробам из четырех скважин (скв. 397, 716, 717, 775). В расчете средних параметров участвовали только кондиционные пробы. Среднее давление насыщения нефти газом составляет 7,5 МПа, газосодержание – 15,97 м³/т, плотность нефти в пластовых условиях – 0,9058 г/см³, динамическая вязкость – 26,5 мПа^.с. Свойства пластовой нефти приведены в таблице 7.

Свойства  нефти в поверхностных условиях изучены по 44 пробам из 15 скважин. Плотность нефти в поверхностных условиях составляет 0,9089 г/см³, содержание серы - 3,09 %, парафина – 5,78 %, смол силикагелевых – 22,6 %. Выход легких фракций при нагревании нефти до 300 °С составляет 41 %. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти представлена в таблице 8. Согласно существующей классификации нефть турнейской залежи тяжелая по плотности,  повышенной вязкости, парафинистая, высокосернистая, высокосмолистая.

Компонентный  состав растворенного в нефти  газа изучался при разгазировании пластовых проб нефти из трех скважин (397, 717, 775), проанализировано 10 проб. По составу растворенный газ турнейских залежей – азотно-углеводородный (содержание азота составляет 41,68%). Плотность газа по воздуху – 1,2697 д.ед.  Компонентный состав растворенного газа приведен в таблице 9. 

Физико-химические свойства пластовых вод месторождения  изучены по пробам воды, отобранным при опробовании пластов в  процессе бурения и испытании  в эксплуатационной колонне (1977-1979 гг.). Всего на месторождении исследовано  пять проб пластовой воды, в том  числе в отложениях верейского горизонта  – одна проба, турнейского яруса  – три пробы, фаменского яруса  – одна проба.

В гидрохимическом отношении  пластовые воды верейского горизонта, турнейского и фаменского ярусов являются рассолами хлоркальциевого  типа и характеризуются следующими параметрами: плотность, в среднем, составляет 1,16 г/см³, 1,186 г/см³ и 1,171 г/см³; общая минерализация вод – 235,3 г/л, 249,7 г/л и 263,9 г/л соответственно. Они обогащены йодом, бромом и другими химическими элементами. Свойства и состав пластовых вод приведены в таблице 10.

Таблица 7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 8

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 9

 

 

 

 

 

 

Таблица 10

1.5. Запасы нефти,  газа, КИН, К_охв, К_выт.

Месторождение открыто в  1978 г. по результатам опробования турнейских отложений в разведочных скв. 397, 775, где были получены промышленные притоки безводной нефти и запасы нефти впервые были поставлены на учет в государственный баланс.

В 1991 г. институтом «УдмуртНИПИнефть» по результатам эксплуатационного разбуривания и доразведки месторождения выполнен подсчет запасов Якшур-Бодьинского месторождения. Начальные запасы нефти составили 2959 тыс.т геологических и 879 тыс.т извлекаемых. Коэффициенты нефтеизвлечения (КИН) были утверждены по пластам от 0,2 до 0,3 д.ед.

В 2002 г. выполнена работа «Технико-экономическое обоснование коэффициента нефтеизвлечения по Якшур-Бодьинскому месторождению». Коэффициент нефтеизвлечения турнейских залежей с учетом текущего состояния разработки был утвержден равным 0,531 (протокол ЦКЗ РФ № 261 от 07.02.2003 г.). Начальные извлекаемые запасы нефти с учетом принятого КИН составили 1572 тыс.т, геологические запасы не пересматривались.

В 2004 г. ОАО «УНПП НИПИнефть»  выполнен оперативный подсчет (прирост) по пласту Сt-III, который был испытан и введен в эксплуатацию в скв. 7, 9. Геологические/извлекаемые запасы по пласту составили по категориям В+С₁ 224/120 тыс.т и по категории С₂ 64/34 тыс.т (протокол ЦКЗ № 165(м)-2004 от 31.03.2004 г.). Коэффициент извлечения нефти принят 0,531 д.ед.

В 2007 г. ОАО «УНПП НИПИнефть» по результатам сейсморазведочных работ ПМ НВСП выполнен оперативный подсчет (прирост) запасов нефти по продуктивным пластам Сt-I, Ct-II, Ct-III. Запасы прошли государственную экспертизу в ФГУ «ГКЗ» Роснедра (экспертное заключение № 1274-07 оп от 24.12.07 г., протокол Роснедра № 18/80-пр от 07.02.2008 г.). Коэффициент извлечения нефти утвержден 0,562 д.ед., согласно «Проекту разработки Якшур-Бодьинского месторождения».

По состоянию на 01.01.2011 г. на государственном балансе в целом по месторождению числятся начальные запасы нефти в количестве (геологические извлекаемые) по категориям В+С₁ 3596 / 2020 тыс.т, по категории С₂ – 82 / 46 тыс.т, из них: