Повышение уровня нефтеотдачи

Залежь 3 расположена  к северо-западу от залежи 2. ВНК изменяется от  -22287-2295 м, в северной части залежи, до –2304 м, в южной. Высота залежи- 17 м, размеры- 2.5х1.0 км. Тип залежи- структурно-литологический.

Пласт БС₁₀⁵ имеет только одну залежь нефти. Размеры залежи 3.2х1.2 км, высота – 12 м, ВНК располагается на абс. отметке –2340 м. Тип залежи – структурно-литологический. Залежь не вовлечена в разработку как нерентабельная.

Характеристики залежей пластов БС_2-3, БС₄, БС₁², БС₁¹  представлены в таблице 1.

 Пласт БС_2-3 нефтенасыщен на двух участках. Основной по величине участок приурочен к северо-восточной части месторождения и имеет размеры 13х5 км. ВНК зафиксирован на абс. отметке –2014 м, высота залежи –38 м.

 Пласт БС₄ продуктивен на небольшой площади на  северном куполе поднятия. Размеры площади нефтеносности 2.2х1.9 км, высота залежи –18 м, ВНК  располагается на абс. отметке –2014 м.

 

 

 

 

 

Пласт БС₁ делится на две части: верхнюю-БС₁¹ и нижнюю-БС₁² (рис.2). Коллектора  верхней части пласта развиты и нефтенасыщены по всей площади поднятия. Размеры залежи пласта –22х7.5 км, высота залежи – 50 м, тип – пластовая-сводовая. ВНК  располагается на отметке  -2014 м.

Залежь нижней части  пласта меньше, чем верхней, размеры ее 14.2х5 км. ВНК зафиксирован на отметке  -2014 м, высота-42м. Пласт неоднороден, много зон замещения пород-коллекторов.

Пористость пород-коллекторов  варьирует в пределах от 16.2 до 28.2% , увеличиваясь вверх по разрезу. Из общего плана, более высокими показателями,  выделяются  пласты БС₄, БС_2-3 и АС_{9 .}

Проницаемость изменяется от 0.013 до 0.552 мкм². Хорошие показатели проницаемости имеют пласты  БС₁¹ и БС_2-3.

 Нефтенасыщенность коллекторов изменяется  от 45 до 71% (пласт БС₁¹). Начальное пластовое давление, как и пластовая температура, уменьшаются вверх по разрезу от 27.3 до 19 (МПа) и от 74 до 55 ^оС, соответственно. Удельная продуктивность изменяется  от 0.057 до 0.812 10м³/(сут*МПа*с), увеличиваясь вверх по разрезу. Гидропроводность и водоудерживающая способность изменяются от 87 до 270 (мкм²см/мПа* с) и от 71.7 до 23.2 % соответственно. Из всего вышесказанного видно, что наиболее благоприятными свойствами  характеризуются пласты БС₁¹, БС_2-3 и БС_4.  Также неплохими физико-механическими и гидродинамическими  свойствами обладают пласты БС₁₀^1-3 и БС₁₀⁴ являясь, наряду с пластами  БС₁ и БС_2-3  самыми крупными  объектами разработки [1].

Обобщая эти данные, можно  отметить ухудшение физико-химических свойств нефтей снизу вверх по разрезу: нефти пластов АС₉ и БС₄  тяжелые; пластов БС₁, БС₁₀ ЮС₂ – средней плотности, парафинистые, смолистые, вязкие; пласта БС₁₀ - высокосернистые, в других пластах – сернистые,  т.е. фиксируется «классическая модель» изменения свойств с ростом глубины. Увеличивается содержание растворенных углеводородов, количество светлых фракций, твердых парафинов, снижается содержание смол,  асфальтенов,  соответственно  уменьшается  плотность  нефтей. Нефти всех пластов содержат менее 45% фракций, выкипающих до 350^о С.  Нефтяной газ, выделившийся при однократном разгазировании, имеет высокое содержание метана. Соотношение головных углеводородов типичное для нефтяных залежей.

Важно отметить, что залежи нефти отличаются друг от друга не только  коллекторскими и гидродинамическим свойствами вмещающих пород-коллекторов, но и физико-химическими свойствами нефтей, что предопределяет выделение продуктивных пластов в самостоятельные объекты разработки.

 

 

 

 

 

 

 

 

Характеристика  продуктивных пластов.

Основным эксплуатационным объектом Западно-Сургутского месторождения является пласт БС10, который представляет собой сложное сочетание трех типов пород – песчаников, алевролитов и глин, выражающееся в последовательном их чередовании по размеру и взаимозамещении по простиранию. Пласт БС10 делится на пять зональных песчаных интервала, условно именуемых пластами, которые имеют самостоятельные залежи нефти. Мощность пласта колеблется от 10м – юго-запад и северо-восток, до 54м – на западе центральной части месторождения. Полные разрезы, где встречаются все пять пластов, зафиксированы в юго-восточной части месторождения.

Так как, коллекторские  свойства пластов БС10¹ – БС10⁵ как по месторождению, так и по разрезу практически не различаются, уместно будет фильтрационно-емкостную характеристику пласта БС10 произвести в целом.

Коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород в  районе среднего Приобья на глубинах до 2400м в основном контролируется гранулометрическим составом пород. По данным гранулометрического анализа керна и геофизическим исследованиям скважин, нефтенасыщенная часть пласта БС10 состоит из песчаников, алевролитов и глин, в разных количественных соотношениях. В целом по месторождению в составе пласта преобладают алевролиты, а песчаники имеют локальный характер распространения. В северной и восточной частях месторождения доминируют мелкозернистые песчаники (Md=0,08-0,12) – зона развития коллекторов 3-его класса, а в центральной, южной и западной частях развиты крупнозернистые алевролиты (Md< 0,1мм) – зона развития коллекторов 4-ого класса.

Коллекторами нефти являются мелкозернистые песчаники и, в основном, крупнозернистые алевролиты.

Емкостные свойства пласта варьируются  в пределах: от 20 до 28,2%. Большая часть пород (70%) имеет  пористость от 22 до 26%. Низкопористые  породы (Кп<18%) встречаются в единичных случаях. По площади месторождения коэффициент пористости изменяется от 20% - южная часть месторождения, до 27% - северная его часть. Закономерности в изменениях емкостных свойств по месторождению в целом не отмечается.

Фильтрационные свойства пласта БС10 изменяется от 0,02 – восток центральной части до 0,41мкм²  - северо-запад месторождения, т.е. в разрезе присутствуют коллектора от 4-ого до 5-ого классов. Среднее значение проницаемости составляет 0,105мкм². Проницаемость нефтенасыщенной части пласта, как и пористость, имеет значение выше, чем в водонасыщенной части и составляет 0,114 и 0,074мкм², соответственно.

Эффективные нефтенасыщенные толщины  пластов БС10¹ – БС10⁵ колеблются в очень широких пределах.

 

 

 

 

 

В пласте БС10¹ прослеживается закономерность увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин от краевых его частей к центру. Наибольшие нефтенасыщенные толщины, до 18м, отмечены в северной и центральной частях месторождения.

В пласте БС10² эффективные нефтенасыщенные  толщины изменяются от 0,4 до 14м, с увеличением к центральным частям пласта.

Залежи пластов БС10³ – БС10⁴ имеют небольшие размеры. Эффективные толщины изменяются от 1 до 13м. Залежь пласта БС10⁵ не разрабатывается ввиду нерентабельности.

Выработка запасов нефти пласта БС10 происходит неравномерно как по размеру, так и по площади, что связано, прежде всего, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и со  сложным геологическим строением пластов.

Нефти пласта БС10 легкие, маловязкие, сернистые, парафинистые, малосмолистые, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления и имеют высокое содержание метана. К пластам БС10¹ - БС10⁵ приурочено 56% извлекаемых запасов нефти месторождения.

Характеристика продуктивных пластов  Западно-Сургутского месторождения представлена в табл. 2.

Вывод: исходя из вышеизложенного, можно  отметить, что Западно-Сургутское месторождение  находится в стадии снижения добычи нефти и характеризуется большой  степенью выработки запасов.

 

Свойства пластовых  жидкостей и газа.

Нефть горизонта БС10 Западно-Сургутского  месторождения коричневая, маслянистая, с запахом ароматических углеводородов, тяжелая и вязкая, с большим содержанием асфальтено-смолистых и парафиновых веществ, сернистая, с незначительным содержанием газа. Газ метановый.

Нефть горизонта БС10 в пластовых  условиях имеет:

     удельный вес                                                                        830кг/м³;

     в поверхностных условиях  –                                              887кг/м³;

     вязкость в пластовых  условиях                                           3,7сП;

     газосодержание                                                                     49м³/т;

     объемный  коэффициент                                                       1,12;

     давление  насыщения                                                             96,3атм.;

     содержание  асфальтенов                                                      2,11%;

     содержание  селикагелевых смол                                         14,75%;

     содержание  серы                                                                   2,14%;

     содержание  парафина, с температурой плавления  56ºС   3,22%;

     содержание фракций, выкипающих до 300ºС                    33,5%;

Наиболее легкая нефть  с удельным весом 0,880-0,882г/см³  концентрируется на двух участках, приуроченным к локальным поднятиям, осложняющих  сводовую  часть   структуры.  Наиболее  тяжелая нефть

 

 

 

 

 

установлена в скважинах, расположенных в близи зоны замещения. Удельный вес ее здесь колеблется от 0,892 до 0,090г/см³.

Наименее вязкая нефть 3,1-3,2сП приурочена к этим же локальным  поднятиям. На западном крыле структуры в близи контура нефтеносности она составляет уже 3,8сП, на востоке к зоне замещения вязкость нефти увеличивается до 4,1-5,65сП.

Наибольший газовый  фактор наблюдается в скважинах, расположенных в пределах северного локального поднятия, где он составляет 54м³/т. В районе южного локального поднятия он несколько меньше и равен 52м³/т. Резкое снижение газового фактора наблюдается в направлении зоны отсутствия коллекторов, где он составляет 38-40м³/т, в то время как на западном склоне у контура нефтеносности газовый фактор равен 43-47м³/т.

В пределах основной зоны эксплуатации содержание парафина колеблется в пределах 2,8-3,2%. На участках прилегающих к контуру нефтеносности содержание парафина увеличивается до 3,6%. На востоке площади количество парафина в нефти самое высокое и равно 3,9-4,4%.

На большей части  залежи содержание асфальтенов в  нефти составляет 1,35-2,0%. Наименьшее их количество отмечено на южном участке  месторождения. Увеличение содержания асфальтенов к контуру нефтеносности и зоне отсутствия коллекторов происходит более или менее равномерно и достигает там 2,4%.

Попутный газ содержит (мольные, %):

     метана                82,98%;

     этана                   3,30%;

     бутана                4,86%;

     пропана              5,06%;

     сумма С5+С6     2,67%.

Юрский водоносный комплекс объединяет песчано-глинистые отложения юры и трещиноватую зону пород фундамента. Его мощность составляет 300-340м.

Воды в отложениях Тюменской свиты характеризуются  минерализацией 16-18г/л. Основными солевыми компонентами воды являются натрий и хлор (320 и 300 мг-экв.); количество кальция и магния соответственно равно 18,3 и 3 мг-экв.

Наряду с метановыми, хлоридными, натриевыми водами, составляющими основной фон юрского комплекса, встречаются гидрокарбонатно-хлоридные воды.

Из микрокомпонентов здесь присутствуют йод, бром, бор и аммоний.

В водах с минерализацией в 16-18г/л концентрация йода составляет 3-15 мг/л. При значении минерализации 11г/л, его содержание составляет 9мг/л.

Распределение брома  находится в сравнительно четкой зависимости от изменения величины минерализации вод. Так, при ее падении от 18г/л до 11г/л количество брома уменьшается соответственно от 37 до 19мг/л. Такую

 

 

 

 

 

же тенденцию имеет  и концентрация бора. Она падает от 24 до 11мг/л. Содержание аммония колеблется от 21 до 90мг/л.

Газонасыщенность местами  довольно высокая – 3,2-3,4. В составе  газа преобладает метан, составляющий 83-90%. Количество тяжелых углеводородов в газах не превышает 4%.

Неокомский водоносный комплекс имеет мощность около 700м.

Залежи нефти, приуроченные к неокомскому комплексу (БС1-БС5; БС8-БС10), подпираются напорными водами.

Минерализация вод колеблется в пределах 15-18г/л.

По химическому составу  воды неокомского комплекса хлоридно-натриевые. Удельный вес колеблется от 1,010 до 1,012г/см. Основными компонентами солевого состава являются хлор и натрий, максимальное количество которых достигает 300 и 290,9 мг-экв. Содержание кальция и магния равно 5-8 мг-экв.

Сульфаты в водах  неокома или полностью отсутствуют  или имеются в очень незначительном количестве (14,8-20,6мг/л).

Концентрация микрокомпонентов следующая:

     йода                            16-34 мг/л;

     брома                          26-23 мг/л;

     аммония                     12-36 мг/л;

     нафтеновых  кислот   0,5-1,6 мг/л.

Газонасыщенность находится в пределах 1,0-2,1. Растворенный газ представлен, в основном, метаном, составляющим 90-97,5%.