Пробная эксплуатация залежи нефти на месторождении Северный Нуралы

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Реферат

Диплом Содержит ___ страниц машинописного текста, в т. ч. 22 рисунка, 38 таблиц, 7 графических приложения.

МЕСТОРОЖДЕНИЕ, СЕВЕРНЫЙ НУРАЛЫ, ПРОБНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ, ЗАЛЕЖЬ, ПЛАСТ, ГОРИЗОНТ, НЕФТЬ, ГАЗ, ВОДА, ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА, ДОБЫВАЮЩАЯ СКВАЖИНА, ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ, ДЕБИТ, ДОБЫЧА, ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ, КОЭФФИЦИЕНТ ПРОДУКТИВНОСТИ, ФАКТИЧЕСКИЕ И ПРОЕКТНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ, КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, БУРЕНИЕ.

Объект пробной эксплуатации — единственный продуктивный горизонт J2ds нефтяного месторождения Северный Нуралы.

Цель работы — контроль за выполнением проектных решений путем анализа текущего (на 01. 01. 2013) состояния пробной эксплуатации месторождения и выдача рекомендаций по её совершенствованию.

В отчете приведены новые сведения о геологическом строении нефтяных залежей, геолого-физических характеристиках продуктивных пластов, физико-химических свойствах пластовых флюидов, запасах нефти и растворенного газа.

Выполнен анализ гидродинамических и геофизических исследований скважин, энергетического состояния залежи. В отчете освещено фактическое состояние пробной эксплуатации залежи нефти, а также проведено сравнение проектных и фактических показателей пробной эксплуатации в целом по месторождению. Проанализировано состояние техники и технологии добычи нефти, проведение мероприятий по контролю за пробной эксплуатацией, охране недр и окружающей среды.

Область применения — нефтяное месторождение Северный Нуралы.

Содержание

  • Введение
  • 1. Общие сведения о месторождении
  • 2. Новые данные о геологическом строении и геолого-физической характеристике месторождения
  • 2.1 Характеристика геологического строения с учетом данных по новым скважинам
  • 2.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика
  • 2.1.2 Тектоника
  • 2.2 Характеристика нефте-газонасыщенных толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности с учетом данных по новым скважинам (ГИС, керн)
  • 2.3 Физико-химические свойства и состав нефти, газа и воды с учетом новых данных исследований
  • 2.3.1 Свойства пластовой нефти
  • 2.3.2 Компонентный состав газа и пластовой нефти
  • 2.3.3 Свойства дегазированной нефти
  • 2.3.4 Свойства и состав воды
  • 2.4 Запасы нефти и газа
  • 3. Текущее состояние пробной эксплуатации
  • 3.1 Характеристика структуры фонда скважин, их текущих дебитов
  • 3.2 Анализ гидродинамических исследований скважин
  • 3.2.1 Оценка продуктивности скважин методом установившихся отборов
  • 3.2.2 Оценка фильтрационно-ёмкостных свойств пластов-коллекторов методом восстановления давления
  • 3.2.3 Оценка энергетического состояния залежи
  • 3.3 Анализ текущего состояния разработки и технологических показателей
  • 4. Состояние выполнения проектных решений
  • 4.1 Оценка степени разбуренности объекта пробной эксплуатации и ввода скважин в эксплуатацию
  • 4.2 Состояние реализации запроектированной технологии, сопоставление проектных и фактических показателей разработки
  • 4.3 Выполнение мероприятий по контролю за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин, скважинного оборудования
  • 4.4 Анализ выполнения требований к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин
  • 4.4.1 Анализ выполнения требований к конструкциям скважин
  • 4.4.2 Анализ требований к технологии и качеству цементирования скважин
  • 4.4.3 Анализ выполнения требований к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин
  • 4.4.3.1 Выбор и обоснование типа промывочной жидкости при первичном вскрытии
  • 4.4.3.2 Выбор и обоснование типа перфорационной жидкости
  • 4.4.3.3 Анализ выполнения требований к методам вторичного вскрытия пластов и освоения скважин
  • 4.5 Выполнения проектных решений по технике и технологии добычи нефти
  • 4.5.1 Анализ состояния применяемой техники и технологии эксплуатации скважин
  • 4.5.2 Анализ выполнения мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин, эффективность ремонтно-изоляционных работ (РИР)
  • 4.6 Анализ системы сбора и промысловой подготовки нефти
  • 4.7 Выполнение мероприятий по охране недр и окружающей среды
  • 4.7.1 Краткая характеристика физико-географических и климатических условий района
  • 4.7.2 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения
  • 4.7.2.1 Характеристика загрязнения атмосферного воздуха
  • 4.7.2.2 Мониторинг атмосферного воздуха
  • 4.7.2.3 Утилизация попутного газа
  • 4.7.2.4 Мероприятия по уменьшению выбросов в атмосферу
  • 4.7.3 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
  • 4.7.3.1 Водопотребление
  • 4.7.3.2 Водоотведение
  • 4.7.3.3 Мониторинг подземных вод
  • 4.7.3.4 Мероприятия по охране поверхностных и подземных вод
  • 4.7.4 Управление отходами производства и потребления
  • 4.7.5 Восстановление (рекультивация) земельного участка, использование плодородного слоя почвы, охрана недр и животного мира
  • 4.7.5.1 Характеристика загрязнения почв
  • 4.7.5.2 Мероприятия по охране почв и грунтов
  • 4.7.5.3 Мероприятия по охране недр
  • 4.7.5.4 Мероприятия по охране животного мира
  • 4.7.6 Мероприятия по радиационной безопасности
  • 4.7.7 Заключение
  • 4.8 Выполнение мероприятий по доразведке месторождения
  • 5. Выводы и рекомендации по выполнению проектных решений
  • 5.1 Основные выводы
  • 5.2 Рекомендации по выполнению проектных решений
  • Список использованных источников

Введение

Моноклинально-блоковая структура Северный Нуралы была выявлена в 1985—1989 гг. Турланской геофизической экспедицией по данным сейсморазведки МОГТ. Поисковое бурение на площади начато в 1987 г. и из скважины № 3-Н был получен приток газа и конденсата. Дополнительные поисково-детальные работы МГОТ 1990−1993 гг. способствовали уточнению контуров этой структуры. В 1995 году она была подготовлена под глубокое поисковое бурение по отражающему горизонту Ю-IV, приуроченному к среднеюрским отложениям.

В 2003 году геологическое строение (в т. ч. структурный план, особенности разрывных дислокаций, архитектоники) структуры Северный Нуралы были детализированы по данным сейсморазведки 3Д, проведенной китайской компанией «BGP».

На месторождении Северный Нуралы оперативный подсчет запасов нефти и газа произведен на 01. 01. 2004 г., который утвержден в ГКЗ РК (протокол ГКЗ «339−04-II Республики Казахстан от 27 сентября 2004 г.).

В целом по месторождению геологические запасы нефти составили 7182 тыс. т. нефти, из них извлекаемые запасы составляют 2154 тыс. т.

На основании оперативного подсчета запасов институтом ОАО «НИПИнефтегаз» был выполнен «Проект пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы» и утвержден на ГКЗ РК в декабре 2006 г. На дату составления ППЭ (01. 07. 2005 г.) на месторождении было пробурено 11 скважин: из них 2 скважины 3-Н и 18-Н были ликвидированы по техническим и геологическим причинам, 9 скважин: 1, 2, 3, 4, 6, 7, 8, 9, 10 — находились в консервации. Проект пробной эксплуатации был предусмотрен сроком на 2 года. С учетом предложенных мероприятий были рассчитаны на 2 года прогнозные показатели пробной эксплуатации месторождения.

Ввод скважин в эксплуатацию по годам предусматривался в следующем порядке:

· В первый год пробной эксплуатации — ввод из временной консервации 6 поисково-разведочных скважин 2, 3, 4, 7, 9 и 10; из бурения — 2-х скважин, оценочно-эксплуатационной скважины 11 и разведочной 12;

· Во второй год пробной эксплуатации — ввод из бурения 4-х разведочных скважин 13, 14, 15, 16.

Первым годом пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы должен был быть 2007 г., но из-за отсутствия разрешения на сжигание газа только в апреле 2008 г. месторождение Северный Нуралы было введено в пробную эксплуатацию. Первой из консервации в пробную эксплуатацию была введена скважина 2.

Т.к. компания АО «Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз» (ПККР) не успела выполнить весь объем разведочных работ, предусмотренный Проектом пробной эксплуатации на 2 года, а также из-за недостаточного материала для выполнения подсчета запасов, решением ЦКР РК (Протокол № 53 от 30. 10. 08) пробную эксплуатацию продлили до конца срока действия лицензии АО ПККР на разведку — 12 июня 2009 года.

Залежи нефти на месторождении Северный Нуралы сосредоточены в среднеюрских отложениях: в горизонте J2ds. Таким образом, объектом пробной эксплуатации является единственный продуктивный горизонт J2ds.

По состоянию на 01. 01. 2013 г. на месторождении Северный Нуралы фонд скважин составил 17 единиц. Пробную эксплуатацию месторождения осуществляют 9 скважинами на режиме истощения пластовой энергии: 2, 3, 4, 7, 9, 10, 12, 116, 133, из них 6 скважин: 2, 3, 4, 7, 9, 10 введены из консервации и 3 скважины: 12, 116, 133 — из бурения.

1. Общие сведения о месторождении

Месторождение Северный Нуралы административно относится к Жездинскому району Карагандинской области Республики Казахстан. Месторождение расположено в юго-восточной части Торгайской низменности (рисунок 1).

Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жалгаш (130 км), Жусалы (125 км), Карсакпай (210 км). Расстояние до областных центров г. Кызылорда и г. Жезказган составляет соответственно 140 км и 260 км.

В непосредственной близости от месторождения Северный Нуралы (в 5−7 км к северо-западу) расположены месторождения Кумколь, Восточный Кумколь. Между собой эти месторождения связаны грейдерными дорогами.

В 23−25 км к северо-западу от месторождения Северный Нуралы проходит Казгурт-Жезказганская ЛЭП. В 250 км к востоку от него расположен нефтепровод Павлодар-Шымкент, связанный по нитке нефтепровода с месторождением Кумколь.

От месторождения Кумколь до г. Кызылорда проложена асфальтированная дорога. Остальные дороги в районе месторождения Северный Нуралы — грунтовые, проходимые в летне-осенний период любым автотранспортом. В зимнее время проезд затруднен из-за снежных заносов. В период весенней распутицы проезд может осуществляться только гусеничными тракторами.

В орографическом отношении район представляет собой слабовсхолменную равнину с редкими массивами бугристых песков, осложненную чинками и покрытую типичной для полупустынь ксерофильной растительностью (саксаул, кустарники баялыч, чингиль и т. п.). Абсолютные отметки рельефа составляют 110−130 м над уровнем моря. Относительные превышения 5−10 м. По характеру сейсмичности район месторождения относится к асейсмичным территориям.

Климат района резко-континентальный, с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха, дефицитом его влажности и малым количеством осадков. Максимальная температура летом плюс 30−350 С, минимальная зимой — минус 30−350 С. Осадки выпадают неравномерно, главным образом, в зимне-весенний период. Их среднегодовое количество не превышает 150 мм.

Для района месторождения характерны постоянные ветры юго-восточного направления, в зимнее время — метели и бураны.

Водные артерии отсутствуют, имеются лишь небольшие овраги и промоины временных водотоков и солончаки.

Ближайшая река Белеуты, пересыхающая в летний период, протекает в 85 км к северу от месторождения. Обеспечение буровых технической водой производится из специальных гидрогеологических скважин, дающих высокие дебиты воды с минерализацией 0. 6−0.9 г/л из отложений сенон-турона с глубины 50−130 м. Вода не соответствует ГОСТу в качестве использования как питьевой из-за повышенного содержания фтора.

пробная эксплуатация нефтяное месторождение

2. Новые данные о геологическом строении и геолого-физической характеристике месторождения

Месторождение Северный Нуралы было открыто в 1988 г. получением притока газа с конденсатом в скважине № 3 Нуралы из отложений дощанской свиты средней юры.

Согласно Проекту пробной эксплуатации на месторождении было пробурено 6 новых скважин (№№ 11, 12, 13, 14, 116, 133) и проведена переинтерпретация материалов сейсмики 3Д с учетом информации по вновь пробуренным скважинам.

В результате этих работ получены новые материалы, позволяющие уточнить геологическую модель месторождения Северный Нуралы.

2.1 Характеристика геологического строения с учетом данных по новым скважинам

2.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

Биостратиграфическое изучение и расчленение разреза, выполненное по материалам бурения поисковых и разведочных скважин, подробно описано в работе [1]. В данной работе стратиграфические границы во вновь пробуренных скважинах проводились по каротажным реперам, установленным в ОПЗ — 2004 г.

В строении района и месторождения участвуют метаморфизованные образования домезозойского фундамента и комплекс осадочных отложений юры, мела, палеогена и неоген-четвертичных, вскрытых на максимальную глубину 3351 м (скв. № 6).

Породы фундамента сложены серо-зелеными, массивными, гидрослюдисто-каолиновыми глинами, постепенно переходящими вниз по разрезу в сильно дислоцированные и метаморфизованные глины кварц-биотит-плагиоклазового состава [1].

Отложения мезозой — кайнозоя со значительным угловым и стратиграфическим несогласием залегают на палеозойском складчатом фундаменте. В разрезе осадочной толщи пород принимают участие отложения, начиная от юры и до четвертичных включительно.

На месторождении Северный Нуралы юрская система представлена нижним (J1), средним (J2) и верхним (J3) отделами.

Нижний ритмокомплекс в составе сазымбайской и айболинской свит (нижний отдел) развит за пределами площади месторождения.

Средний отдел в составе дощанской (нижний-средний отделы) и карагансайской свит развит непосредственно на месторождении и на прилегающих к нему бортовых частях Акшабулакской грабен-синклинали.

Дощанская свита (J1−2ds), вскрытая всеми скважинами, представлена песчаниками темно-серыми, разнозернистыми, плохо отсортированными, гравелистыми, а также сильно алевритистыми песчаниками и песчанистыми алевролитами с гравием с прослоями темно-серых аргиллитов. Толщина горизонта от 45 м до 111 м. Коллекторы свиты выделены в продуктивный горизонт Б.

Карагансайская свита (J2kr) представлена темно-серыми аргиллитами, прослоями сильно глинистыми алевролитами, в верхней части переходящими в тонко рассланцованные, обогащенные битумом. Толщина среднего ритмокомплекса в составе обоих свит изменяется от 147 м до 474 м.

Верхний отдел юры представляют две свиты: кумкольская и акшабулакская.

Кумкольская свита (J3km) подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю.

Нижняя подсвита (J3km1) в районе месторождения представлена темно-серыми аргиллитоподобными глинами толщиной от 22 м до 65 м.

Средняя подсвита (J3km2), толщиной от 39 м до 143 м, распространена по всей площади месторождения и представлена двумя горизонтами: нижним и верхним.

Нижний горизонт (J3km21) сложен серыми песчаниками, разнозернистыми, переходящими в гравелитистые песчаники и гравелиты на глинистом цементе. Горизонт содержит прослой темно-серой глины и в кровле представлен песчаником с базальным карбонатным цементом, который является репером.

Верхний горизонт (J3km22) представлен темно-серыми озерными глинами, в разной мере алевритистыми, широко распространенными на территории Арыскумского прогиба.

Верхняя подсвита кумкольской свиты (J3km3) представлена серыми глинами, глинистыми алевролитами, мелкозернистыми песчаниками, слабо-цементированными глинистым цементом и песками, содержит тонкие прослои песчаника с базальным карбонатным цементом.

Общая толщина кумкольской свиты в полном стратиграфическом объеме изменяется от 105 м до 357 м.

Акшабулакская свита (J3a). Верхняя подсвита представлена пестроцветными глинистыми алевролитами и глинами с отдельными прослоями мелко — и тонкозернистого песчаника и алевролита.

Нижняя подсвита. Представлена зеленовато-серого цвета алевролитами с маломощными прослоями мелкозернистых песков и алевролитов.

Общая толщина акшабулакской свиты составляет от 113 м до 257 м.

Меловая система представлена нижним (К1) и верхним (К2) отделами.

Нижний отдел в районе месторождения расчленяется на даульскую свиту неокома, толщу апта — нижнего альба, карачетаускую свиту альба и кызылкиинскую свиту верхнего альб — сеномана.

Даульская свита (К1nc1) расчленяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижнедаульская подсвита (K1nc1) по литологическому составу пород делится на два горизонта: нижний (арыскумский) и верхний.

Арыскумский горизонт (K1nc1ar) распространен повсеместно. Горизонт представлен в полном стратиграфическом объеме и в юго-западной части разделяется на две толщи. Верхняя толща представлена коричневыми алевритистыми глинами и слоем глинистого алевролита. Нижняя толща сложена ритмичным переслаиванием глинистых алевролитов и алевритистых глин. Песчаники мелкозернистые и средне-мелкозернистые, алевритистые, с примесью мелкого гравия, переходят в несцементированные пески. Общая толщина горизонта в пределах площади изменяется от 78 до 117 м.

2.1.2 Тектоника

По результатам поисковых сейсморазведочных работ МОГТ 1985−1989 гг. была выявлена моноклинально-блоковая структура Северный Нуралы. Месторождение Северный Нуралы находится в северо-западной части Акшабулакской грабен-синклинали, расположенной в центральной части Южно-Тургайской впадины.

В 2003 г. геологическое строение — в т. ч. структурный план, особенности разрывных дислокаций структуры Северный Нуралы были детализированы по данным объемной сейсморазведки 3Д, проведенной китайской компанией «BGP» по заказу АО «Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз».

Зона примыкания Акшабулакской грабен-синклинали к Ащисайской горст-антиклинали в районе месторождения осложнена тектоническими разломами второго порядка, которые создают локальные тектонические блоки, к одному из которых приурочено месторождение Северный Нуралы.

В данной работе, за структурную основу продуктивного горизонта, приняты структурные построения, выполненные специалистами АО «Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз» по результатам переинтерпретации материалов сейсмики 3Д с учетом информации по вновь пробуренным скважинам.

По материалам переинтерпретации структурный план исследуемого месторождения по сравнению с результатами интерпретации 2003 года, имеет изменения, в основном, за счет уточнения геометрии разрывных нарушений, которые, в отличие от структурного строения представленного ранее, делят залежь на блоки.

Структура Северный Нуралы представляет собой вытянутую в юго-восточном направлении ловушку, разделенную на блоки разрывными нарушениями.

К западному и центральному блоку приурочены продуктивные горизонты дощанской свиты среднеюрских отложений. Центральный блок с запада, востока и севера ограничивается разрывными нарушениями (прил. 3). Размеры центрального блока по замкнутой изогипсе минус 2125 м составляют 4.4×1.9 км. По новым данным скважины №№ 1, 11 расположены в пределах западного блока, ограниченного со всех сторон тектоническими разломами.

Западный блок находится на более высоком гипсометрическом уровне по сравнению с центральным блоком. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе минус 2074 м составляют 3.5×1.1 км, при амплитуде 25 м.

2.2 Характеристика нефте-газонасыщенных толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности с учетом данных по новым скважинам (ГИС, керн)

На месторождении Северный Нуралы установлена промышленная нефтеносность в дощанской свите среднеюрских отложений (прил. 1,2), в разрезе которой выделяются пласты А, Б и В.

Скважины №№ 13 и 14, расположенные в северном блоке, изолированные от центрального блока тектоническим нарушением, ликвидированы по геологическим причинам, так как по данным ГИС в скважине № 13 выделенные коллекторы водонасыщены, а в разрезе скважины № 14 продуктивные пласты заглинизированы.

Таблица 2.2.1 — Статистические показатели характеристик неоднородности

Горизонт

Кол-во скважин, используемых для определения

Коэффициент песчанистости,

доли ед.

Коэффициент расчлененности,

доли ед.

Коэффициент

распростра-нения,

доли ед.

среднее значение

вариации

среднее значение

вариации

А

14

0. 41

0. 29

3. 6

0. 12

0. 36

Б

16

0. 59

0. 12

3. 6

0. 12

0. 87

В

13

0. 57

0. 15

5. 2

0. 21

0. 58

Пласт А. Коэффициент расчлененности равен 3, коэффициент распространения составляет 0. 36, так как в 9-и скважинах пласт заглинизирован. Коэффициент песчанистости равен 0. 41 (табл.2.2. 1).

Общая толщина пласта, А колеблется от 9 (скв. № 3-N) до 72.2 (скв. № 11) м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3.7 м (скв. № 2) до 13.2 м (скв. № 116) и в среднем составляет 6.7 м (табл.2.2. 2).

Пласт, А опробован только лишь в одной скважине № 2, а во вновь пробуренных скважинах опробования не производились. Продуктивные коллекторы по результатам исследования ГИС выделяются в скважинах №№ 11, 12, 116.

Пласт Б. Общая толщина пласта составляет в среднем 38.1 м при изменениях от 22.4 (скв. № 3-N) до 68.8 (скв. № 9) м. В скважинах №№ 10 и 13 пласт заглинизирован.

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2.5 м (скв. № 3) до 16 м (скв. № 7) и в среднем составляет 10.7 м (табл.2.2. 2).

Коэффициент распространения пласта Б равен 0. 87, коэффициент расчлененности составляет 3. 6, коэффициент песчанистости — 0. 59 (табл.2.2. 1).

Таблица 2.2.2 — Характеристика толщин пластов-коллекторов

Гори-зонт

Пачка

Толщина

Наименование

Зона пласта

В целом по горизонту в пределах контура нефте носности

нефтяная

водо-нефтяная

А

Общая

Средняя, м

22. 7

22. 7

Коэф. вариации, доли ед

0. 55

0. 55

Интервал изменения, м

5. 2−51. 2

5. 2−51. 2

Эффек-

тивная

Средняя, м

6. 2

6. 2

Коэф. вариации, доли ед

0. 34

0. 34

Интервал изменения, м

3. 7−13. 2

3. 7−13. 2

Нефте-

насыще-

нная

Средняя, м

6. 7

6. 7

Коэф. вариации, доли ед

0. 33

0. 33

Интервал изменения, м

3. 7−13. 2

3. 7−13. 2

Б

Общая

Средняя, м

20. 9

20. 9

Коэф. вариации, доли ед

0. 19

0. 19

Интервал изменения, м

3−35. 2

3−35. 2

Эффек-

тивная

Средняя, м

10. 8

10. 8

Коэф. вариации, доли ед

0. 20

0. 20

Интервал изменения, м

2. 5−16

2. 5−16

Нефте-

насыще-

нная

Средняя, м

10. 1

10. 1

Коэф. вариации, доли ед

0. 24

0. 24

Интервал изменения, м

2. 5−16

2. 5−16

В

Общая

Средняя, м

26. 5

26. 5

Коэф. вариации, доли ед

0. 38

0. 38

Интервал изменения, м

2. 3−49. 8

2. 3−49. 8

Эффек-

тивная

Средняя, м

14. 5

14. 5

Коэф. вариации, доли ед

0. 77

0. 77

Интервал изменения. м

2. 3−31. 2

2. 3−31. 2

Нефте-

насыще — нная

Средняя, м

18. 6

18. 6

Коэф. вариации, доли ед

0. 48

0. 48

Интервал изменения, м

2. 3−31. 2

2. 3−31. 2

Пласт В. Толщина пласта В изменяется от 7 м (скв. № 3-N) до 64.1 м (скв. № 4) и в среднем составляет 44.7 м. Эффективная толщина изменяется от 2.3 м до 31.2 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.3 м (скв. № 11) до 31.2 м (скв. № 12). Коэффициент распространения пластов равен 0. 58. Коэффициент песчанистости по пласту составляет в среднем 0. 57, коэффициент расчлененности 5.2 (табл.2.2. 1).

Коэффициент пористости изменяется от 0. 10 до 0. 21 долей единиц, составляя в среднем 0. 14 (табл.2.2. 3).

Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, определенные по ГИС, рассчитаны как средневзвешенные величины, а в целом по пласту — как среднеарифметические величины между средневзвешенными значениями в скважинах (табл.2.2. 3).

Таблица 2.2.3 — Характеристика емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов

Метод определения

Наименование

Пористость,

доли ед.

Нефтенасыщ., доли ед.

Проницаемость,

1*10-3, мкм2

пласт А

Лабораторные

Исследования

количество скважин

1

1

количество определений

7

7

среднее значение

0. 168

0. 022

коэффициент вариации

интервал изменений

0. 115−0. 213

0. 0014−0. 077

Геофизические

Исследования

количество скважин

4

4

-

количество определений

12

12

-

среднее значение

0. 14

0. 62

-

коэффициент вариации

0. 01

0. 03

-

интервал изменений

0. 12−0. 17

0. 44−0. 75

-

пласт Б

Лабораторные

Исследования

количество скважин

1

1

количество определений

15

15

среднее значение

0. 164

0. 0194

коэффициент вариации

интервал изменений

0. 118−0. 201

0. 0011−0. 075

Геофизические

Исследования

количество скважин

10

10

-

количество определений

36

36

-

среднее значение

0. 14

0. 66

-

коэффициент вариации

0. 02

0. 02

-

интервал изменений

0. 10−0. 188

0. 45-. 079

-

пласт В

Лабораторные

Исследования

количество скважин

-

количество определений

-

среднее значение

-

коэффициент вариации

-

интервал изменений

-

Геофизические

Исследования

количество скважин

4

4

-

количество определений

24

24

-

среднее значение

0. 13

0. 68

-

коэффициент вариации

0. 017

0. 009

-

интервал изменений

0. 11−0. 16

0. 618−0. 78

-

После составления проекта ПЭ с отбором керна пробурены скважины №№ 1, 8, 9, 10 [9−12] и 116. Из скважины № 116 отобрано 36.1 м керна с глубины 1902−1911. 5, 2014−2032.4 и 2210. 3−2220 м при выносе керна от проходки 97%. Керн на исследовании. Из скважин №№ 1, 8, 9 и 10 вынос керна составил 111. 07 м. Освещенность исследованным керном отложений, вскрытых скважинами №№ 1, 8, 9, 10 представлена в таблице 2.2.4.

Таблица 2.2.4 — Освещенность керном по скважинам месторождения Северный Нуралы

скважины

Глубина отбора керна, м

Вынос, м

Горизонт

Кол-во исследованных

образцов (по Кп)

верх

низ

1

2265

2265. 6

0. 6

«PZ-PT»

3

8

2515

2534

19

«PZ-PT»

93

9

2173. 65

2237. 6

63. 97

J2d «Б» (2160. 4−2185 м)

190

J2d «В» (2203. 9−2255.7 м)

10

2214

2241. 5

27. 5

J2d «В» до 2224.4 м

85

Всего

111. 07

371

Исследования керна проводились в лаборатории Core Laboratories LLP. Выполнено фотографирование среза керна в дневном и в ультрафиолетовом свете, петрографическое изучение, определены состав пород, плотность зерен, пористость, газопроницаемость, выполнено краткое описание исследованных образцов.

Для измерения объема зерен использовали прибор Ultrapore 300TM, принцип действия которого основан на применении закона Бойля. Пористость рассчитана, исходя из объема образца и объема пор (Vпор=Vобр-Vзерен). Объем образца определен методом погружения в ртуть. Плотность зерен рассчитана по весу сухого образца и объема зерен.

Проницаемость пород для азота определена с помощью автоматического прибора для измерения проницаемости, при использовании кернодержателя Хесслера, при давлении 2. 76 МПа и соответствии потока газа закону Дарси. Минералогический состав пород изучен методом рентгеноструктурной дифракции. Вид исследований и количество выполненных определений по скважинам представлены в таблице 2.2. 5

Таблица 2.2.5 — Вид и количество исследований, выполненных по керну из скважин №№ 1, 8, 9, 10

Вид исследования

Количество определений

Всего

№ 1

№ 8

№ 9

№ 10

Фото среза керна, м

0. 45

27. 5

27. 95

Петрографическое изучение, шлиф

1

23

44

27

95

Минеральный состав пород (XRD)

2

45

82

129

Стандартный комплекс

Плотность зерен

3

94

191

85

373

Пористость (при действии Р=2. 76 МПа)

3

93

190

85

371

Проницаемость для газа (Р=2. 76 МПа) паралл. /перпенд.

3

70/17

149/28

69

291/45

Для продуктивных отложений вид исследований и количество выполненных определений представлены в таблице 2.2.6.

Таблица 2.2.6 — Вид и количество исследований, выполненных по керну из продуктивных отложений

Вид исследования

Количество определений

«Б»

«В»

«PZ-PT»

всего

Фото среза керна, м

9.7 (скв. № 10)

0. 45 (скв. № 1)

10. 15

Петрографическое изучение, шлиф

13 (скв. 9)

28 (скв. 9, № 10)

1 (скв. № 1)

42

Минеральный состав пород (XRD).

26 (скв. 9)

44 (скв. № 9)

2 (скв. № 1)

72

Стандартный комплекс

Плотность зерен

55 (скв. № 9)

140 (скв. №№ 9,10)

3 (скв. № 1)

198

Пористость (при действии Р=2. 76 МПа)

55 (скв. № 9)

140 (скв. №№ 9,10)

3 (скв. № 1)

198

Проницаемость для газа (Р=2. 76 МПа) паралл.

44 (скв. № 9)

112 (скв. №№ 9,10)

3 (скв. № 1)

159

Проницаемость для газа (Р=2. 76 МПа) перпенд.

7 (скв. № 9)

16 (скв. № 9)

23

Отложения, вскрытые скважиной № 8 на глубине 2516−2533.7 м («PZ-PT»), представлены песчаниками светло-серыми, хорошо и средне отсортированными, хорошо и очень хорошо сцементированными, алевритистыми, слоистыми, от грубозернистых в нижней части до мелкозернистых в верхней части циклов осадконакопления.

Отложения продуктивного пласта Б представлены 56 исследованными образцами пород из скважины № 9. На глубине 2173. 6−2174. 15 и 2181. 1−2182.7 м отложения представлены аргиллитами почти черными, очень хорошо сцементированными, алевритистыми, иногда песчанистыми, слоистыми, с закрытыми трещинами.

Отложения на глубине 2174. 15−2176. 90 м и 2182. 7−2184.3 м, представлены песчаниками светло-серыми, разнозернистыми и среднезернистыми, средне и хорошо отсортированными, хорошо сцементированными, иногда содержащими каверны. На глубине 2176. 9−2181.1 м прослой алевролита светло-серого, хорошо отсортированного, хорошо сцементированного.

Емкостно-фильтрационные свойства исследованных литологических разностей пласта Б представлены в таблице 2.2.7.

Таблица 2.2.7 — Емкостно-фильтрационные свойства пород пласта «Б»

скв.

Тип пород

Количество опреде-лений

Пористость, д. ед.

Проницаемость,

1*10-3 мкм2

Плотность зерен,

1*10-3 кг/м3

Диапазон / среднее значение

9

Аргиллит

10

0. 032−0. 123/0. 049

0. 004−0. 267/ 0. 068

2. 66−2. 71/2. 69 (без 2. 89)

Алевролит

13

0. 042−0. 075/0. 061

0. 003−0. 081/ 0. 023

2. 63−2. 72/2. 68 (без 2. 81)

Песчаник

20

0. 066−0. 246/ 0. 128

0. 009−3467/350. 8

2. 64−2. 69/2. 66 (без 2. 83)

Песчаник c содержанием кальцита

10

0. 02−0. 22/ 0. 16

0. 018−3435/ 808. 7

2. 63−2. 66/ 2. 65

Отложения продуктивного пласта В представлены керном из скважин №№ 9 и 10. Породы из скважины № 9, представлены песчаниками светло-серыми, светло-зеленовато-серыми, на глубине 2220−2228 м и 2235−2239 м мелкозернистыми, хорошо сцементированными, алевритистыми, часто отмечается присутствие битума.

Песчаники с глубины 2228−2235 м светло-серые, среднезернистые, хорошо отсортированные, хорошо сцементированные, часто содержат кальцит, с прослоями битуминозных песчаников (2228−2230 м, 2230. 5−2231.5 м).

Породы из скважины № 10 представлены песчаниками светло-оливковыми, мелко-тонкозернистыми, редко среднезернистыми, хорошо и средне отсортированными, хорошо сцементированными. В подчиненном значении содержатся конгломераты светло-оливковые, мелкообломочные, хорошо сцементированные.

Емкостно-фильтрационные свойства пород пласта В представлены в таблице 2.2.8.

Таблица 2.2.8 — Емкостно-фильтрационные свойства пород пласта В

скв.

Тип пород

Количество определений

Пористость, д. ед.

Проницаемость

1*10-3 мкм2

Плотностьзерен,

1*10-3, кг/м3

Диапазон / среднее значение

№ 9

Песчаники

102

0. 07−0. 24/0. 12

0. 007−16/0. 60

2. 59−2. 72/2. 64

№ 10

Песчаники

29

0. 05−0. 16/0. 10

0. 005−157. 8/8. 742

2. 64−2. 71/2. 66

Аргиллит

4

0. 04−0. 07/0. 05

-

2. 65−2. 79/2. 71

Конгломерат

5

0. 07−0. 11/0. 09

0. 203−0. 836/0. 561

2. 66−2. 68/2. 67

№№ 9,10

Всего для песчаников

131

0. 05−0. 24/0. 12

0. 005−157. 8/2. 57

2. 59−2. 79/2. 64

Отложения продуктивного горизонта «PZ-PT» представлены 0. 45 м керна из скважины № 1. Это осадочные метаморфизованные породы серо-голубого цвета, крепко сцементированные, очень твердые, не карбонатные. Свойства этих пород представлены в таблице 2.2.9.

Таблица 2.2.9 — Емкостно-фильтрационные свойства продуктивных отложений «PZ-PT»

скв.

Количество определений

Пористость, д. ед.

Проницаемость

1*10-3 мкм2

Плотность зерен,

1*10-3, кг/м3

Диапазон/ среднее значение

№ 1

3

0. 003−0. 005/0. 004

0. 818−1. 312/1. 012

2. 64−2. 69/2. 69

Результаты петрографического изучения песчаных пород из скважин №№ 1, 8, 9 представлены в таблице 2.2. 10.

Таблица 2.2. 10 — Средние значения содержания минералов в песчаных разностях по скважинам и пластам

Отложения

Количество определений

Содержание, % от площади шлифа

Кварц

Полевой шпат

Литологические фрагменты

Слюда

Межзерновые глины

Обломочная матрица/ Карбонатный материал

Диагенетические

минералы

Акцессорные

минералы

«PZ-PT», скв. № 1

1

38

25

14

23*

пласт «Б»,

скв. № 9

10

52

3

15

2

17

3

8

пласт «В»,

скв. № 9

23

40

31

7

6

7

9

скв. № 8

19

44

15

25

4

6

6

*-кремний, карбонаты, глины и непрозрачные - соответственно 2, 5, 14, 2%

Минералогический состав пород продуктивных пластов и песчаников из скважины № 8 представлен в таблице 2.2. 11.

Таблица 2.2. 11 — Минералогический состав пород, определенный методом XRD

Отложения

Литотип пород

Кол-во опре-деле-ний

Содержание минералов, % от массы породы

Содержание глинистых минералов, % от массы глин

Кварц

Калишпат

Плагиоклаз

Кальцит

Сидерит

Сумма глин

Каолинит

Хлорит

бертьерин

Иллит

Иллит-смектит

«PZ-PT» скв. № 1

2

38. 2

13. 3

9. 0

1. 5

38. 0

45. 5

16. 5

34. 5

3. 5

пласт «Б»

скв. № 9

аргиллит

7

39. 7

1. 1

2. 6

0. 1

56. 4

26. 6

4. 0

15. 7

53. 7

алевролит

8

52. 6

2. 3

2. 4

0. 3

42. 5

35. 5

2. 4

3. 6

58. 5

песчаник

11

85. 8

1. 5

0. 3

0. 1

12. 3

44. 5

1. 3

14. 5

41. 0

пласт «В» скв. № 9

песчаник

44

49. 0

22. 6

0. 0

1. 0

27. 3

60. 5

0. 5

9. 7

28. 8

«PZ-PT» скв. № 8

песчаник

45

59. 0

13. 0

0. 0

1. 8

26. 3

0. 3

6. 0

64. 0

29. 6

Для песчаников пласта Б суммарное содержание глинистых минералов составляет в среднем 12.3% (здесь и далее весовые %). Глинистые минералы представлены каолинитом (45% от суммарного содержания глин), иллитом (41%), бертьерином (14.5%) и хлоритом (1.3%).

Песчаники пласта В характеризуются содержанием глинистых минералов в среднем 27.3%. В составе глинистых минералах преобладает каолинит (61%), содержатся иллит (28.8%), бертьерин (10%) и хлорит (1%). Содержание глинистых минералов для песчаников из скважины № 8 составляет в среднем 26.3%. В составе глинистых минералах преобладает иллит (64%), содержатся хлорит (6%), каолинит (0.3%) и иллит-смектит (29.6%).

Наличие иллит-смектита, а также низкое содержание каолинита и отсутствие бертьерина, отличает песчаники из скважины № 8 с глубины 2515−2434 м от песчаников продуктивных пластов.

Метаморфизованные породы (2 образца из скважины № 1) отличаются от вышезалегающих осадочных пород повышенным содержанием хлорита, составляющим 16.5%, тогда как песчаные породы из скважины № 8 (2515−2434 м) содержат хлорита 6%, а песчаные породы продуктивных пластов около 1%.

Таким образом, за отчетный период изученность продуктивных отложений изменилась за счет исследований, выполненных по керну из скважин №№ 1, 8, 9, 10, представляющему отложения фундамента и пластов Б и В. Определены плотность зерен, пористость, проницаемость, выполнено литолого-петрографическое изучение и определение минералогического состава.

Характеристика продуктивного горизонта

В предыдущих работах продуктивные коллекторы пластов Б и В были объединены в единую залежь с общим водонефтяным контактом и приуроченную к одному блоку [1]. На данном этапе изученности, в результате переинтерпретации сейсмических материалов с учетом фактических данных по вновь пробуренным скважинам, выявилась блоковая структура месторождения, где продуктивная залежь разделена тектоническими нарушениями на западный и центральный блоки.

Выделенные по ГИС коллекторы в пласте, А не имеют промышленного значения. Возможно в дальнейшем, при разбуривании месторождения, могут быть получены данные, свидетельствующие о том, что к пластам А, Б и В приурочены отдельные залежи с самостоятельными уровнями ВНК.

На месторождении Северный Нуралы установлена промышленная нефтегазоносность среднеюрских отложений (Б+В) [1].

Продуктивность пласта Б подтверждена опробованием в 3-х вновь пробуренных скважинах. В результате опробования из скважины № 11 был получен слабый приток нефти. В скважине № 12 опробование проводилось в пластах Б и В совместно, в результате которого был получен фонтан нефти. При опробовании скважины № 133 из интервала 2172−2180 м получена нефть дебитом 1. 12 м3/сут.

В результате опробования пласта В из скважин №№ 11, 12, 116 был получен приток нефти. При опробовании скважины № 116 из интервала 2007−2050 м получен приток нефти дебитом 65 м3/сут.

ВНК для пластов Б и В, приуроченных к центральному блоку, остается без изменений, как было принято в работе [1] на отметке минус 2125 м, так как вновь пробуренные скважины, вскрывшие продуктивные горизонты, расположены в чисто нефтяной зоне и не располагают данными, уточняющими ВНК (прил. 3).

Для залежи западного блока ВНК принят условно на отметке минус 2074 м по подошве продуктивного коллектора в скважине № 1, в которой при опробовании из интервалов 2210—2217 м, 2229−2234 м был получен фонтанный приток нефти с дебитом 12. 37 м3/сут. В разрезе скважин №№ 1, 11, расположенных в западном блоке, по результатам ГИС водонасыщенных коллекторов не выделено (прил. 3).

2.3 Физико-химические свойства и состав нефти, газа и воды с учетом новых данных исследований

После выполнения Проекта пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы в 2006 г. [2], для уточнения принятых параметров пластовой нефти и состава газа, компанией «Пенкор Интернешнл Лтд» в 2006 году была отобрана и исследована глубинная проба пластовой нефти в скважине № 12 из дощанских отложений (J2ds). Подробный отчет о проведенных исследованиях представлен в работе [8]. В настоящем отчете проведены основные результаты исследований и сопоставление полученных свойств и составов пластовой нефти и растворенного газа с принятыми в ППЭ [2].

2.3.1 Свойства пластовой нефти

Физико-химические свойства пластовой нефти за период разведки и пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы получены по 3-м скважинам (№№ 2, 4,7) горизонта J2ds (табл.2.3. 1). В Проекте пробной эксплуатации [2] параметры пластовой нефти горизонта J2ds приняты по результатам исследований пластового флюида, отобранного из скважины № 4.

В таблице 2.3.2 приведены результаты исследований глубинной пробы нефти, отобранной в скважине № 12. Проведенные в 2006 г. исследования показали, что нефть предельно насыщена газом, имеет давление насыщения 20. 13 МПа на уровне текущего пластового давления. Нефть имеет газосодержание 241.6 м3/т, объемный коэффициент, при давлении насыщения 20. 13 МПа, составил 1. 621.

Сопоставление результатов исследований, полученных в 2006 г. по скважине № 12 с принятыми в работе [2] по скважине № 4, показало, что исследуемая нефть предельно насыщена газом, что происходит, если пластовое давление находится на уровне давления насыщения нефти газом. Причиной такого различия может быть пространственное непостоянство состава нефти в пределах залежи (скважина № 12 находится в центре залежи, скважина № 4, по которой приняты параметры пластовой нефти в работе [2], расположена ближе к контуру нефтеносности).

Для уточнения свойств флюидов основной залежи горизонта J2ds и выявления закономерностей распределения свойств нефти в пределах залежи (зависимостей параметров от условий залегания), а также подтверждения или опровержения предельной насыщенности пластовой нефти месторождения Северный Нуралы, рекомендуется продолжить отбор и исследование глубинных проб нефти. До получения дополнительной информации для технологических расчетов свойства пластовой нефти для горизонта J2ds в целом рекомендуется принимать на уровне утвержденных в Проекте пробной эксплуатации (табл.2.3. 1), не исключая, что в центре залежи нефть может быть предельно насыщена и иметь параметры, полученные по скважине № 12 [8].

Таблица 2.3.1 — Свойства пластовой нефти. Месторождение Северный Нуралы

Параметры

Количество исследованных

Диапазон изменения

Принятое значение

скважин

проб

Давление пластовое, МПа

2

4

20. 30−23. 22

21. 8

Температура пластовая, оС

2

4

96−97

97

Давление насыщения нефти газом, МПа

1

1

-

18. 7

Газосодержание, м3

1

1

-

203. 7

м3/ м3

1

1

-

165. 3

Объемный коэффициент, доли ед

1

3

1. 410−1. 490

1. 453

Плотность пластовой нефти, г/см3

2

4

0. 6440−0. 6980

0. 6691

Плотность дегазированной нефти, кг/м3

2

4

0. 8087−0. 8141

0. 8114

Вязкость пластовой нефти, мПа*с

2

4

0. 32−0. 48

0. 38

Таблица 2.3.2 — Свойства пластовой нефти. Горизонт J2ds. Месторождение Северный Нуралы

№ скв.

Дата отбора проб

Интервал перфорации, м

Глубина отбора проб, м

Кол. проб

Рпл., МПа

Тпл. 0С

Рнас. , МПа

Газосодержа

ние

Объем. коэф., доли ед.

Усадка нефти, %

Плотность нефти, г/см3

Плотность дегазир. нефти при 200С, г/см3

Вязкость нефти, мПа*c

Коэф. раств-и, м33МПа

Исполнитель

м3

м33

2

9. 04. 04

2072. 5−2166. 5

-

1

21. 88

87

20. 58

247. 90

199. 60

1. 640*

32. 99

0. 626

0. 8052

0. 28

9. 70

Пенкор

4

10. 04. 04

2218. 5−2226. 7

2223

1

23. 22

96

18. 74

203. 70

164. 70

1. 551*

35. 53

0. 644

0. 8087

0. 32

8. 79

Пенкор

19. 09. 03 г.

2200

3

20. 30

97

15. 48

203. 70

165. 80

1. 453

31. 16

0. 6942

0. 8141

0. 44

10. 68

НИПИнефтегаз

7

11. 03. 04

1932. 4−1949

1930

1

19. 85

76

13. 02

156. 80

124. 60

1. 428*

29. 97

0. 667

0. 7945

-

9. 57

Пенкор

12

19. 04. 06

1992. 0−2026. 0

1965

1

20. 18

80. 8

20. 13

241. 6

194. 1

1. 621*

38. 31

0. 625

0. 8032

0. 31

-

Пенкор

Средние значения за период 2004—2009 гг.

17. 59

210. 74

169. 74

1. 453

33. 59

0. 6512

0. 8051

0. 34

9. 69

* - результаты получены при давлении насыщения

2.3.2 Компонентный состав газа и пластовой нефти

В таблице 2.3.3 и 2.3.4 приведены результаты определений компонентного состава нефтяного газа и пластовой нефти, накопленные за период разведки и пробной эксплуатации месторождения. Для характеристики пластового флюида основной залежи горизонта J2ds в технологических расчетах рекомендуется использовать средние составы, полученные по всем пробам.

Таблица 2.3.3 — Месторождение Северный Нуралы. Горизонт J2ds. Компонентный состав нефтяного газа

Компоненты

Газ однократного разгазирования

% мольные

Скважина № 2

Скважина № 4

Скважина № 7

Скважина № 12

Среднее

Пенкор

НИПИнефтегаз

Пенкор

Пенкор

Пенкор

Сероводород

0. 00

-

0. 00

0. 00

0. 00

0. 00

Углекислый газ

0. 74

1. 23

1. 38

0. 80

0. 86

1. 00

Азот

0. 70

0. 45

0. 67

1. 62

0. 72

0. 83

Метан

63. 47

59. 75

62. 67

57. 71

63. 97

61. 52

Этан

14. 03

16. 00

14. 66

14. 87

14. 18

14. 75

Пропан

11. 50

11. 81

11. 69

14. 09

11. 21

12. 06

Изо-Бутан

1. 86

1. 87

1. 88

2. 42

1. 78

1. 96

Н-Бутан

4. 37

4. 43

4. 42

5. 23

4. 16

4. 52

Нео-Пентан

0. 00

0. 00

0. 00

0. 00

0. 00

0. 00

Изо-Пентан

1. 18

1. 34

0. 97

1. 20

1. 03

1. 15

Н-Пентан

1. 27

1. 46

1. 02

1. 11

1. 15

1. 20

Гексан

0. 52

1. 66*

0. 45

0. 36

0. 57

1. 01*

М-С-Пентан

0. 05

0. 04

0. 04

0. 07

Бензол

0. 01

0. 01

0. 01

0. 01

Циклогексан

0. 05

0. 04

0. 06

0. 07

Гептан

0. 10

0. 07

0. 17

0. 12

М-С-Гексан

0. 04

0. 02

0. 12

0. 05

Толуол

0. 01

0. 00

0. 02

0. 01

Октан

0. 07

0. 01

0. 12

0. 03

Е-Бензол

0. 00

0. 00

0. 00

0. 00

М/Р-ксилол

0. 00

0. 00

0. 01

0. 00

О-ксилол

0. 00

0. 00

0. 00

0. 00

Нонан

0. 02

<0. 01

0. 03

<0. 01

Декан+

0. 01

<0. 01

0. 01

0. 00

Относительная плотность по воздуху

0. 904

0. 959

0. 900

0. 965

0. 895

* гексан+в

Таблица 2.3.4 — Компонентный состав пластовой нефти. Горизонт J2ds. Месторождение Северный Нуралы

Компоненты

Состав пластовой нефти, % мольн.

Скважина 2

Скважина 4

Скважина 7

Скважина 12

Среднее

Пенкор

Пенкор

Пенкор

Пенкор

Сероводород

0. 00

0. 00

0. 00

0. 00

0. 00

Углекислый газ

0. 50

0. 88

0. 44

0. 56

0. 59

Азот

0. 47

0. 43

0. 89

0. 47

0. 56

Метан

42. 70

39. 77

33. 77

41. 78

39. 51

Этан

9. 51

9. 33

8. 23

9. 35

9. 11

Пропан

8. 10

7. 71

8. 30

7. 78

7. 97

Изо-Бутан

1. 43

1. 36

1. 65

1. 38

1. 45

Н-Бутан

3. 70

3. 54

4. 20

3. 63

3. 77

Нео-Пентан

0. 00

0. 00

0. 00

0. 00

0. 00

Изо-Пентан

1. 33

1. 17

1. 58

1. 29

1. 34

Н-Пентан

1. 77

1. 59

2. 13

1. 78

1. 82

Гексан

2. 03

2. 10

2. 82

2. 28

2. 31

М-С-Пентан

0. 45

0. 47

0. 64

0. 47

0. 51

Бензол

0. 07

0. 09

0. 08

0. 08

0. 08

Циклогексан

0. 61

0. 65

0. 91

0. 67

0. 71

Гептан

1. 87

2. 02

2. 78

2. 06

2. 18

М-С-Гексан

1. 56

1. 70

2. 32

1. 59

1. 79

Толуол

0. 41

0. 48

0. 48

0. 41

0. 45

Октан

2. 29

2. 50

3. 34

2. 58

2. 68

Е-Бензол

0. 08

0. 08

0. 11

0. 09

0. 09

М/Р-ксилол

0. 56

0. 70

0. 64

0. 51

0. 60

О-ксилол

0. 12

0. 15

0. 14

0. 18

0. 15

Нонан

1. 78

1. 93

2. 63

1. 86

2. 05

1,2,4-ТМБ

0. 20

0. 23

0. 25

0. 21

0. 22

Декан

1. 77

1. 98

0. 52

1. 98

1. 56

Ундекан

1. 58

1. 76

2. 19

1. 72

1. 81

Додекан

1. 41

1. 59

1. 88

1. 52

1. 60

Тридекан

1. 29

1. 44

1. 70

1. 40

1. 46

Тетрадекан

1. 15

1. 29

1. 50

1. 21

1. 29

Пентадекан

1. 17

1. 31

1. 50

1. 25

1. 31

Гексадекан

0. 95

1. 07

1. 20

0. 98

1. 05

Гептадекан

0. 80

0. 89

1. 02

0. 83

0. 88

Октадекан

0. 76

0. 86

0. 95

0. 79

0. 84

Нонадекан

0. 66

0. 76

0. 83

0. 72

0. 74

Эйкозан

0. 60

0. 68

0. 73

0. 61

0. 66

Генэйкозан

0. 55

0. 64

0. 66

0. 58

0. 61

Докозан

0. 48

0. 56

0. 58

0. 51

0. 53

Трикозан

0. 45

0. 53

0. 54

0. 48

0. 50

Тетракозан

0. 39

0. 46

0. 47

0. 43

0. 44

Пентакозан

0. 36

0. 43

0. 44

0. 38

0. 40

Гексакозан

0. 31

0. 38

0. 37

0. 33

0. 35

Гептокозан

0. 29

0. 35

0. 34

0. 30

0. 32

Октакозан

0. 25

0. 32

0. 30

0. 27

0. 28

Нонакозан

0. 24

0. 30

0. 27

0. 25

0. 27

Триконтан +

3. 00

3. 52

3. 68

2. 45

3. 16

2.3.3 Свойства дегазированной нефти

После выполнения в 2006 г. ППЭ [2] исследования физико-химических свойств дегазированной нефти месторождения Северный Нуралы не проводились. В связи с этим, в данном отчете приводятся результаты исследований только одной пробы дегазированной нефти, выполненные в 2003 г. и принятые в документе [2] (таблица 2.3. 5). Для уточнения принятых параметров рекомендуется провести исследования дегазированных проб нефти с определением содержания парафина, асфальто-смолистых веществ, серы, температуры застывания, фракционного состава из нескольких скважин, равномерно расположенных по всей площади залежи.

Таблица 2.3.5 — Свойства дегазированной нефти. Скважина № 4. Горизонт J2ds. Месторождение Северный Нуралы.

Наименование параметров

Значения

1. Плотность при температуре 20 оС, кг/м3

814. 1

2. Кинематическая вязкость, мм2/сек

при температуре 20 оС

40 оС

50 оС

29. 7

4. 4

3. 4

3. Содержание воды, % масс.

следы

4. Содержание общей серы, % масс.

0. 04

5. Молекулярный вес

212

6. Содержание парафинов, % масс.

10. 8

7. Температура плавления парафинов, оС

58. 5

8. Содержание асфальто-смолистых веществ, % масс.

5. 8

9. Содержание хлористых солей, мг/дм3

26. 09

10. Содержание механических примесей, % масс.

следы

11. Температура застывания, оС

+ 15

12. Фракционный состав

Начало кипения, оC

Выход фракций, % объемные

до температуры 100 оC

150 оC

200 оC

250 оC

300 оC

80

2

12

25

35

48

13. Определение давления насыщенных паров, кПа

17. 5

2.3.4 Свойства и состав воды

В данном отчете физико-химические свойства вод месторождения Северный Нуралы представлены анализами воды со скважины № 133. Результаты проведенных исследований предоставлены Недропользователем и приведены ниже в таблице 2.3.6 Исследования по данной скважине проводили в мае и в июне 2008 года.

Исследования были проведены по определению основных составляющих компонентов, определено количество общего железа и бария, а также плотность вод и рН. Рассчитана суммарная минерализация. В дополнение к имеющемуся химсоставу нами рассчитан тип воды по классификации Сулина В. А.

Таблица 2.3.6 — Физико-химические свойства воды со скважины № 133

Показатели

Скв. № 133

Скв. № 133

Скв. № 133

Скв. № 133

Интервал перфорации, м

2274−2278. 5

2274−2278. 5

-

2210−2220

Дата исследования

31. 05. 2008

04. 06. 2008

05. 06. 2008

12. 06. 2008

Плотность, г/см3

1. 023

1. 031

1. 037

1. 2 775

Концентрация водородных ионов, рН

7. 23

5. 94

6. 3

7. 42

Содержание кальция, мг/л

601. 2

4749. 45

4809. 6

740

Содержание магния, мг/л

72. 9

224. 93

154

120

Содержание суммы натрия и калия, мг/л

13 804. 6

15 102. 23

17 411. 57

13 302. 83

Содержание хлоридов, мг/л

22 507

32 242. 3

35 736. 67

21 924. 50

Содержание сульфатов, мг/л

-

-

-

184. 03

Содержание карбонатов, мг/л

Отс.

71. 25

1

82. 50

Содержание гидрокарбонатов, мг/л

91. 5

175. 6

116. 9

195. 20

Суммарная минерализация, мг/л

37 077. 2

52 565. 76

58 229. 8

37 365. 10

Содержание общего железа, мг/л

0. 2

6. 73

43. 17

1. 0

Содержание бария, мг/л

581. 4

1550. 05

916. 7

812. 95

Общая жесткость, мг-экв/л

36

255. 5

252. 7

47

Тип воды по Сулину

Cl-Ca

Cl-Ca

Cl-Ca

Cl-Ca

Отличительной особенностью данных вод является довольно высокое содержание ионов бария 581. 4−1550 мг/л. Также практически во всех химсоставах присутствует карбонат-ион. Учитывая, что концентрация водородных ионов во всех проанализированных пробах воды не превышает 7. 42, т. е. воды характеризуются как нейтральные, карбонаты должны отсутствовать, так как соотношения форм карбонатного равновесия (содержание карбонатов, гидрокарбонатов и угольной кислоты в составе воды) определяет показатель рН. Возможно, содержание вышеуказанных компонентов в данных водах связано с тем, что скважина находилась в освоении и в составе пластовых вод присутствует примесь технологической жидкости.

Воды, анализы которых датируются 31. 05. 08 и 12. 06. 08, имеют минерализацию 37 г/л при плотности 1. 023 и 1. 2 775 г/см3 соответственно. По степени минерализации воды относятся к сильносоленым. Для данной минерализации эти воды имеют низкую общую жесткость, которая составляет 36 и 47 мг-экв/л. Коэффициент метаморфизации составляет 0. 95 и 0. 94, что говорит о возможном изменении солевого состава и соответственно и типа воды. Содержание железа незначительно и составляет 0.2 и 1.0 соответственно.

Остальные два анализа характеризуют воду как слабый рассол с суммарным содержанием солей 52 и 58 г/л. Вода жесткая (255.5 и 252.7 мг-экв/л), железистая (6. 73 и 43. 17 мг/л). Коэффициент метаморфизации равен 0. 72 и 0. 75.

Тип воды во всех случаях — хлоркальциевый. Температура проанализированных вод составляет 24. 4−26. 7оС.

2.4 Запасы нефти и газа

В 2004 году впервые был выполнен Оперативный подсчет запасов нефти и газа месторождения Северный Нуралы по состоянию на 01. 01. 2013 года, который был принят ГКЗ Р К По состоянию на 01. 01. 13 г. геологические (извлекаемые) запасы нефти составили 7182 (2514) тыс. т, из них по категории С1 — 6899 (2415) тыс. т, по категории С2 — 283 (99) тыс. т. (табл 2.4. 1).

Так как представление о геологическом строении месторождения изменились, площадь залежи увеличилась на 30%. В настоящее время компанией ТОО «Мунайгазгеолсервис» выполняется подсчет запасов нефти и растворенного газа месторождения Северный Нуралы.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой