Основные свойства пластовых жидкостей и характеристики коллекторов верейского, башкирского и визейского объектов, использованные при моделировании

Свойства	Верейский	Башкирский	Визейский	Турнейский (Ct-II+III)	Турнейский (Ct-IV)
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3			910.8
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3
Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3	1.134	1.196	1.422	1.538	1.538
Сжимаемость воды, 1/МПа × 10-4	4.577	4.574	4.634	4.531	4.531
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1.334	1.333	1.402	1.320	1.320
Объемный коэффициент нефти, м3/м3	1.018	1.018	1.0105	1.0225	1.0111
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	78.7	149.6	55.9	309.7	309.7
Сжимаемость пор породы, 1/МПа × 10-4				0.54	0.54
Газосодержание нефти, м3/м3	6.9	4.75	3.79	2.65	2.77
Давление насыщения нефти, МПа	3.37	3.69	4.38	9.8	9.8

 

Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Геолого-физическая характеристика объектов разработки

Параметры	Объекты разработки
верейский	башкирский	визейский	турнейский
Средняя глубина залегания, м				1395, 1407
Тип залежи	Пластвая сводовая	Пластово-массивная	Пластовый сводовый	Пластовая сводовая, литологич. ограниченная
Тип коллектора	Поровый	Поровый	Поровый	Поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2
Средняя общая толщина, м	14,1	71,2	24,1	12,1
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	4,0	23,4	6,8	2,3
Пористость, доли ед.	0,17	0,18	0,20	0,13
Средняя начальная насыщенность нефтью, доли ед.	0,71	0,86	0,68	0,76
Проницаемость, мкм2х10-3				152*
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,25	0,65	0,46	0,26
Расчлененность, ед.	2,70	17,13	8,52	3,51
Начальная пластовая температура, 0С	27,3			31,5*
Начальное пластовое давление, МПа	11,29	11,83	14,5	15,2*
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	78,7	149,6	55,9	309,7*
Плотность нефти
в пластовых условиях, т/м3	0,9106	0,907	0,9061	0,917*
в стандартных условиях, т/м3	0,915	0,921	0,911	0,926*
Абсолютная отметка ВНК, м	-971 -974	-998 -1007	-1212 -1237,5	-1233 -1261
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,018	1,018	1,0105	1,02*
Давление насыщения нефти газом, МПа	3,37	3,69	4,38	9,8*
Газосодержание нефти, м3/ м3	6,90	4,75	4,16	2,88*
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,334	1,333	1,402	1,36*
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,1735	1,1738	1,1811	1,18*
Коэффициенты сжимаемости, 10–5 1/МПа
Нефти	6,79	6,7	6,62	-
Воды	4,577	4,574	4,634	4,531*
пористой среды	5,76	7,67	11,53	0,54*
Коэффициент вытеснения нефти, доли ед.**	0,509	0,480	0,528	0,358

Запасы нефти, газа и КИН продуктивных отложений Гремихинского

Месторождения нефти

Начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению составляют

– по категории А+В+С₁90482 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 550 тыс.т;

– по категории C₂ 149 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 44тыс.т.

Начальные извлекаемые запасы нефти в целом по месторождению составляют

– по категории А+В+С₁32304 тыс. т, в том числе в нераспределенном фонде 221 тыс.т;

– по категории C₂58 тыс. т., в том числе в нераспределенном фонде 15 тыс.т.

По состоянию на 01.01.2013 г. текущие запасы нефти категории А+В+С₁в целом по месторождению составляют 68053 тыс. т геологических и 9875 тыс. т извлекаемых. Изменение запасов нефти произошло за счет добычи нефти в количестве 22429 тыс. т. По всем залежам месторождения запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым.

 

 

Вывод

Основные продуктивные отложения Гремихинского месторождения, которые разрабатываются в промышленном масштабе, в основном приурочены к четырём геологическим объектам: турнейскому ярусу, башкирскому ярусу, визейскому ярусу, верейскому горизонту.

Средние проницаемости различны и варьируются в широких пределах. Самой низкой проницаемостью обладают отложения турнейского яруса (k= 0.152 мкм² ), а самой высокой проницаемостью обладают отложения верейского яруса (k=0.658мкм²).

Коэффициенты вытеснения варьируются от 0.3 до 0.55 д. ед.

Большое количество запасов приурочено к Башкирскому ярусу около 83%. Отложения башкирского яруса и являются основным объектом разработки на Гремихинском месторождении нефти. Средняя нефтенасыщенная часть пласта составляет 23.4 метра.

Нефть всех продуктивных отложений характеризуется как высоковязкая, с большим содержанием асфальтенов, смол, парафинов и других тяжёлых углеводородов. Вязкость варьирутся в широких пределах и составляет 78.7 мПа, 149.6 мПа, 55.9мПа. Стоит отметить что нефть башкирского яруса имеет вязкость 149.6 мПа, что является самой большой вязкостью.

Средняя плотность нефтей варьируется в маленьких пределах и в среднем

составляет 908кг/м³.

Газосодержание изменяется от 4 м³/т до 7 м³/т.

Среднее давление насыщения составляет 4 МПа.

Начальное пластовые давление верейского и башкирского объектов мало различается и в среднем величина составляет 11.5 МПа. Величины давлений турнейского и визейского объектов выще и составляют: 15.2МПа и 14.5МПа.

 

II Технологический раздел