Уточнение геологической характеристики месторождения

Водонефтяной контакт  принят по подошве последнего нефтенасыщенного пласта в скважине №402 на отметке минус 900,4 м.

Площадь залежи равна 17850 тыс. м² (ЧНЗ – 12150 тыс. м², ВНЗ – 5700 тыс. м²). 

Блок IV расположен в юго-восточной части месторождения и ограничен тектоническими нарушениями f₃ и f₄, выявленные по результатам сейсмики 3Д и бурения скважин №№23, 131, 132, 133, 305. В пределах блока наблюдается отсутствие пачки М-II-2, продуктивными являются верхняя пачка М-II-1 и верхнеюрские отложения в скважине №132.

         Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует от 3 м (скв.№№23, 132) до 5 м (скв.№131). Коэффициент песчанистости составляет от 0,74 до 1. Коэффициент расчлененности составляет 2-5.

Продуктивность пачки М-II-1 установлена опробованием скважин №№23, 131. В скважине №133 по данным ГИС нефтеносный пласт выделяется в верхней части.

При опробовании в скважине №23 (интервал 1043-1047 м) дебит нефти составил 15 м³/сут. В скважине №131 при испытании интервала 1045-1047,5 м получен приток нефти дебитом 22,6 м³/сут.  

ВНК принят на отметке  минус 905 м по подошве опробованного  нефтенасыщенного пласта в скважине №131.

Площадь нефтеносности  пачки М-II-1 составляет 4075 тыс.м².

В пределах блока при  опробовании верхнеюрских отложении  в скважине №132 (интервал 1084,5-1085,5 м) получен приток нефти дебитом 20,15 м³/сут.  

Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине №132 составляет 5,4 м. Остальные скважины водоносны по данным ГИС. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,74 до 1. Коэффициент расчлененности – от 2 до 5.

Водонефтяной контакт  принят на отметке минус 950,2 м, в скважине №132, давшего при опробовании приток нефти.

При принятом ВНК, площадь  нефтеносности равна 1000 тыс.м².

 

Таблица 1.1 Абсолютные отметки  ВНК и ГНК по состоянию изученности  на 01.01.2006г.
Горизонт	Блок	№№ скважин	Принятые абс.отметки  ВНК, м			№№ скважин	Принятые абс.отметки ГНК, м
			по ГИС		по опробованию		по ГИС		по опробованию
1	2	3	4		5	6	7		8
М-II-1	I	93			-914,6
		31			-916,7
М-II-2		103	-902
		107			-907
		95			-907,4
		97	-907,8
		91	-908,3
		98			-909,3
		90			-909,7
		105			-912,6
М-II	II	301	-929
М-II-1	III	104 и 101	-904,7			20			-886
		14	905,5			7			-884,4
		128	-904,7
М-II-2		101 и 104	-904,7
		14	-905,5
Ю3		402	-900,4
М-II-1	IV	23	-904,6
		131			905
		133	-904,7
Ю3		132			-950,2

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2. Физико-химические свойства нефти и газа

 

В 1988 году в лабораториях ПГО «Южказгеология», ИГИРНИГМ, ОМП  ТашГУ и в лаборатории Южно-Казахстанской  нефтеразведочной экспедиции проводилось изучение состава и свойств пластовой нефти и попутного газа в продуктивном горизонте M-II по скважинам №№6, 7, 14, 15, 16, 18 и 19.

В 2000 году компанией PENCOR International Ltd проводились глубинные исследования по двум скважинам №№14, 20. Были отобраны глубинные пробы, которые оказались некондиционными.

В 2004 году компанией ТОО  «Мунайгазгеолсервис» проводились  исследования глубинной пробы нефти и растворенного газа по скважине №105. Исследование пластовой пробы нефти производилось на установке высокого давления АСМ-300М из 3-х камер ВПП-300.

В 2005 году компанией PENCOR International Ltd проводились глубинные исследования по продуктивному горизонту М-II в скважине Г-1 и по продуктивному горизонту Ю₃ в скважинах №№403, 405.

Рекомбинированная проба нефти из скважины №403 анализировалась в лабораторных условиях при поддержании пластовых условий в ячейке PVT при давлении насыщения равному пластовому давлению 10,03 МПа. Проба была недонасыщена газом, что подтверждается низким газосодержанием, равным 32,9 м³/т. Поэтому рекомбинированная проба нефти из скважины №403 признана не представительной.

Глубинная проба нефти  из скважины №405 также признана не представительной по причине её отбора в условиях двухфазного потока, о чем свидетельствует значительная величина газосодержания, равная 92,5 м³/т и величина давления насыщения, практически равная пластовому давлению.

Продуктивный  горизонт M-II

При составлении «Технологической схемы разработки нефтегазоконденсатного месторождения Арыскум» были определены физико-химические свойства нефти и газа продуктивного горизонта М-II из скважин №№7, 14 и 19. В процессе исследования отобранных проб нефти были определены величина плотности пластовой нефти, которая в среднем составила 0,818 г/см³ при пластовой температуре 44^оС. Давления насыщения – 8,18 МПа. Вязкость в пластовых условиях составил 4,03 мПа∙с. Величина газосодержания - 39,7 м³/т.

На дату составления  анализа разработки были отобраны глубинные пробы нефти из скважин №№7, 14, 19, 105 и Г-1. С учетом ранее отобранных глубинных проб (данные из подсчета запасов нефти и газа месторождения Арыскум) и новыми данными, анализировались диапазоны изменения величин параметров и средние значения, такие как давления насыщения, газосодержания, плотность, вязкость, объемный коэффициент и пластовая температура. Результаты анализа нефти в пластовых условиях приведены в таблицах 1.2. и 1.3.

 Величина плотности  пластовой нефти варьирует 0,789-0,841 г/см³, в среднем составляя 0,813 г/см³ при пластовой температуре 43^оС. Давление насыщения нефти газом меняется от 5,80 МПа до 9,30 МПа, в среднем составляя 8,06 МПа. Газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти изменяется от 19,2 м³/т до 55,2 м³/т, в среднем составляет 40,4 м³/т. Вязкость нефти колеблется от 3,35 мПа∙с до 5,90 мПа∙с, в среднем составляет 4,01 мПа∙с. Величина объемного коэффициента варьирует от 1,05 до 1,13, в среднем составляя 1,10.

Нефть месторождения  Арыскум является высокопарафинистой, смолистой и бессернистой. По результатам анализа из скважины №105 содержание парафина в нефти составляет 26,6%, смол – 15,7%, из них асфальтенов – 0,22% и серы – 0,19%. Величина плотности нефти составляет 0,865 г/см³. Температура застывания нефти 22^оС,  вспышки – 10^оС. Величина кинематической вязкости нефти при 30^оС составляет 30,55 мм²/с, при 40^оС – 13,7 мм²/с и при 50^оС - 10,4 мм²/с. Содержание светлых фракций, выкипающих  при 300^оС - 55 %. Результаты исследований физико-химического свойств нефти в поверхностных условиях приведены в таблицах 1.4. и 1.5. Для обоснования свойств нефти в поверхностных условиях проба одной скважины не достаточно, поэтому в дальнейшем рекомендуется проводить дополнительный анализ проб нефти в поверхностных условиях.

 По данным технологической  схемы разработки и по новым  данным проведен анализ выделенных газов по продуктивному горизонту М-II. Основным компонентом состава газа является метан, содержание которого варьирует от 67,05% моль до 95,04% моль, в среднем составляет 91,07% моль. Этана в газе меняется от 0,88% моль до 15,57% моль, в среднем составляя 3,94% моль. Пропана в газе изменяется от 0,82% моль до 11,31% моль, в среднем составляет 2,35% моль. Содержание азота и углекислого газа в среднем составляют 0,55% моль и 0,21% моль соответственно. Сероводород отсутствует. Относительная плотность газа по воздуху варьирует от 0,612 до 0,830, в среднем составляет 0,640. Сведения компонентного состава газа приведены в таблицах 1.6 и 1.7.

 

Продуктивный  горизонт Ю₃

Для изучения физико-химических свойств пластовой нефти юрского продуктивного горизонта были отобраны шесть проб нефти из скважин №№16, 403 и 405. Так как пробы из скважин №№403 и 405 признаны не представительными, характеристика пластовой нефти приводится по пробам из скважины №16.

По результатам анализа  пластовой нефти плотность варьирует 0,809-0,811 г/см³, в среднем составляя 0,810 г/см³. Давление насыщения нефти газом меняется от 7,80 МПа до 8,50 МПа, в среднем составляя 8,13 МПа. Газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти изменяется от 46,7 м³/т до 48,9 м³/т, в среднем составляет 48,0 м³/т. Вязкость нефти колеблется от 2,58 мПа∙с до 2,61 мПа∙с, в среднем составляет 2,60 мПа∙с. Величина объемного коэффициента варьирует от 1,09 до 1,11, в среднем составляя 1,10. Результаты анализа нефти в пластовых условиях приведены в таблицах 1.2. и 1.3.

Основным компонентом  состава газа является метан, содержание которого в среднем составляет 82,78% моль. Этана в газе – 6,1% моль, пропана – 4,55% моль. Сероводород в газе отсутствует. Содержание азота и углекислого газа составляют 0,17% моль и 0,18% моль соответственно. Относительная плотность газа по воздуху составляет 0,736.

В таблицах 1.6 и 1.7. приведен компонентный состав выделившегося газа.

Плотность сепарированной нефти варьирует от 0,805 г/см³ до 0,854 г/см³, в среднем по горизонту составляя 0,840 г/см³.

Физические свойства и химический состав пластовых вод  являются важнейшей составляющей гидрогеохимических условий, характеризующих месторождение. В течение отчетного периода по месторождению пластовые воды не исследовались. По данным периода разведки, пластовая вода месторождения Арыскум по классификации В.А. Сулина представляют собой рассолы хлоркальциевого типа. Величина минерализации по юрскому продуктивному горизонту меняется от 61,6 г/дм³ до 86,7 г/дм³, по меловому продуктивному горизонту варьирует от 43,3 г/дм³ до 62,3 г/дм³. Сведения о химическом составе пластовых вод продуктивного горизонта М-II приведена в таблице 1.8.

В дальнейшем рекомендуется  проводить полный анализ пластовых  вод, по возможности, нужно определить газовую составляющую вод, газонасыщенность, плотность и вязкость вод в пластовых и поверхностных условиях.

Поскольку глубинная  проба нефти из скважины №405 и  рекомбинированная проба нефти  из скважины №403 признаны не представительными, желательно продублировать отбор проб нефти из данных скважин и провести полное их исследование, включая физико-химическую характеристику нефти в стандартных условиях.

 

Таблица 1.2. - Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях
№№ скважин	Горизонт	Интервал перфорации, м	Проба	Дата  отбора   Дата  анализа	Давление, МПа			Пластовая температура, оС	Газосодержание		Объемный коэффициент	Плотность нефти, г/см3		Вязкость		Ср. коэф. растворимости газа, (м3/м3)/МПа	Коэффициент сжимаемости, 1*10-4/МПа
					пластовое	насыщение			м3/т	м3/м3		пластовой	сепарированной	пластовой, мПа*с	сепарированной, мм2/с
1	2	3	4	5	6	7		8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
М-II
7	М-II	1023,6-1026,6	1	1987	10,53	9,10		43	42,6	36,8	1,08	0,838	0,865	4,78	5,70	3,9
			2			9,00		43	45,5	39,4	1,08	0,840	0,867	4,79	5,70	4,2
			3			9,10		43	41,5	36,0	1,08	0,841	0,867	4,84	5,75	3,8
			4			9,30		43	55,2	47,6	1,13	0,831	0,863	4,50	-	-
			5			8,70		43	52,1	45,1	1,13	0,820	0,865	4,52	-	-
			6			8,95		43	52,8	45,6	1,13	0,816	0,864	4,51	-	-
14	М-II	1012-1021	1	1987	10,54	8,70		44	45,2	38,3	1,11	0,793	0,847	3,35	4,22	5,2
			2			8,90		44	42,4	36,0	1,11	0,810	0,85	3,40	4,20	4,77
			3			8,80		44	43,6	37,1	1,11	0,810	0,85	3,38	4,17	4,95
			4			8,80		44	42,9	36,5	1,11	0,810	0,85	3,36	4,15	4,87
19	М-II	1042-1044                      1046-1048	1	1987	10,30	5,80		45	19,6	16,5	1,06	0,810	0,840	3,45	3,00	-
			2			5,90		45	21	17,6	1,05	0,808	0,839	3,40	3,00	-
			3			5,85		45	19,2	16,1	1,05	0,809	0,838	3,45	2,80	-
			4			5,80		45	19,8	16,7	1,06	0,810	0,841	3,45	3,00	-
105	М-II	1019,4-1020,5       1021,1-1023,1               1025,3-1032,2                   1033,5-1035,3	1	2004	9,80	8,00		41	50,3	43,5	1,13	0,794	0,865	3,75		5,44
			2			8,25		41	47,1	40,8	1,12	0,789	0,865	3,70		4,94
			3			8,10		41	48,7	42,1	1,13	0,792	0,865	3,72		5,20
Г-1	М-II	1047	1	2005	10,50	8,06		39	38,0	33,0	1,09	0,819	0,867	5,90			8,9
14*	М-II	1020-1031	1	2000	10,30	10,98		41	57,0	49,3	1,14	0,798	0,866	3,79			9,5
20*	М-II	1010-1023	1	2000	10,50	10,50		41	68,9	58,0	1,16	0,773	0,842	2,43			10,7
Среднее значение М-II					10,33	8,06		43	40,4	34,7	1,10	0,813	0,856	4,01	4,15	4,73	493,3
Ю3
16	Ю3	1020-1025	1	1987			7,80		48,4	40,9	1,10	0,809	0,845	2,58		5,00
			2				8,50		48,9	41,3	1,09	0,810	0,844	2,59		4,90
			3				7,90		46,7	39,5	1,11	0,811	0,846	2,61		5,10
			4				8,30		48,0	40,6	1,10	0,810	0,845	2,60		5,00
Среднее значение Ю3							8,13		48,0	40,6	1,10	0,810	0,845	2,60		5,00
405*	Ю3	991,5-996,0	1	2005	9,74		9,57	38,4	92,5	74,5	1,21	0,728	0,805	0,95	3,47		12,6
403*	Ю3	1000,0-1021,5	1	2005	10,03		10,03	38,4	32,9	28,1	1,08	0,811	0,854	3,82	8,34		10,2
Примечание - * пробы не представительны

 

 

Наименование	При составлении  технологической схемы разработки				На дату составления  анализа разработки				Из подсчета запасов
	М-II				М-II				Ю3 - скважина №16
	Количество  исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение	Количество  исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение	Количество  исследованных		Диапазон изменения	Среднее  значение
	скважин	проб			скважин	проб			скважин	проб
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Давление насыщения  газом, МПа	3	13	5,8-9,3	8,18	5	18	5,80-9,30	8,06	1	4	7,80-8,50	8,13
Газосодержание, м3/т	3	14	19,6-55,2	39,7	5	18	19,2-55,2	40,4	1	4	46,7-48,9	48,0
Плотность, г/см3	3	14	0,793-0,841	0,818	5	18	0,789-0,841	0,813	1	4	0,809-0,811	0,810
Вязкость, мПа∙с	3	14	2,59-4,84	4,03	5	18	3,35-5,90	4,01	1	4	2,58-2,61	2,60
Объёмный коэффициент, д.ед.	3	14	1,05-1,11	1,09	5	18	1,05-1,13	1,10	1	4	1,09-1,11	1,10
Пластовая температура, оС	3	4	43-45	44	5	18	39-45	43	-	-	-	-