Запасы нефтиЯрактинского НГКМ

Анализ полученных в процессе разведки Ярактинского НГКМ геолого-геофизических материалов позволил в базальных терригенных отложениях ярактинской пачки выделить два продуктивных пласта и по каждому из них произвести подсчет запасов газа, конденсата, нефти и содержащихся в них сопутствующих компонентов.

Полученные геолого-геофизические материалы по Ярактинскому месторождению свидетельствуют, что степень изученности нефтяной части пласта не одинаковая.

Пробуренные в контуре нефтеносности скважины значительно отличаются по продуктивности, из-за сильной изменчивости коллекторских свойств песчаников пласта.

Запасы нефти в нефтяной оторочке I пласта на участке в районе скважин № 5, 9, 10, 52 при подсчете были отнесены к категории С2 в связи с получением в данных скважинах непромышленного притока (1,5-6,5 м3/сут). При утверждении запасов в ГКЗ были приняты только запасы категории С1, которые составляют, согласно протоколу ГКЗ № 8172 от 21.11.1978 г.: балансовые – 33697 тыс. т, извлекаемые – 8547 тыс. т, запасы категории С2 не были утверждены и не поставлены на баланс.

Степень изученности газоконденсатной залежи по I пласту достаточно высокая. Практически все пробуренные в контуре скважины являются высокодебитными с хорошими гидродинамическими характеристиками, поэтому вся площадь газоконденсатной части залежи I пласта отнесена к категории С1.

Залежь нефти II пласта Ярактинскогоместорождения по типу является структурно-литологической. К категории С1 отнесены запасы на участке пласта с высокопродуктивными скважинами, при испытании которых были получены притоки нефти дебитом 71,4 м3/сут (скв. 51) и 107,3 м3/сут в скв. № 16 (совместно 1 и 2 пласт). Часть запасов залежи в районе скважины № 9 отнесена к категории С2, которые также не учитывались при утверждении в ГКЗ. Запасы нефти по пласту II составили: по категории С1 – балансовые – 9799 тыс. т, извлекаемые – 2924 тыс. т.

Газоконденсатная залежь II пласта выделена в районе скважин 14, 18 и 22. По типу является литологической.

В целом по месторождению балансовые запасы по категории С1 составляют 43496 тыс. т, извлекаемые запасы по категории С1 – 11471 тыс. т.

Свойства нефти, газа и конденсата

На месторождении всего было отобрано 15 глубинных проб (по пяти скважинам) и 14 поверхностных. Образцы нефти, газа и конденсата Ярактинского месторождения анализировались в нефтяных лабораториях Главтюменьгеологии, ВНИИгаза и ВостСибНИИГГиМСа.

Свойства нефти. Нефть пласта изучалась по 15 глубинным и 14 поверхностным пробам (отобранным из скв. 8, 9, 10, 11, 13, 16, 17, 20, 41, 42). Сведения о результатах лабораторных исследований приведены в таблице 6.1и 6.2.

По своим свойствам нефть относится к типу малосернистых (до 0,25 %), малосмолистых (до 5 %), низкопарафинистых, с повышенным содержанием бензиновых (до 25 %) и керосиновых (до 30 %) фракций нефти. Плотность пластовой нефти 0,723 г/см3, вязкость пластовой нефти 1,06 мПа*с, давление насыщения 22,63 МПа, объёмный коэффициент 1,26.

Свойства растворенного газа. Физико-химическая характеристика газа приводится по данным, полученным в нефтяной лаборатории ВНИИ. Свойства растворенного газа пластов определены по данным исследований четырех глубинных проб из скважины 8. По результатам исследований давление насыщения нефти газом 22,6 МПа, газосодержание 151 м3/т.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота - 2,11 %, метана - 79,54 %, этана - 12,18 %, пропана - 4,52 %, высших углеводородов - 6,12%. Относительная плотность по воздуху 0,7.

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти приведен в таблице 6.3.

Таблица 6.1

Свойства нефти, газа и воды Ярактинского месторождения

Таблица 6.2

Физико - химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти по продуктивным пластам ярактинскогогоризонта Ярактинского НГКМ

Таблица 6.3

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

(мольное содержание. %)