1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов.
Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Повховского месторождения изучались на основании данных исследований глубинных и поверхностных (устьевых) проб нефти, отобранных в процессе опробования скважин. Наиболее полно исследованы нефти продуктивного горизонта БВ8 и пласта ЮВ11, по которым выполнено достаточно исследований, как поверхностных, так и глубинных проб нефти.
Параметры нефти по всем пластам горизонта БВ8 очень близки по свойствам, как в пластовых, так и в поверхностных условиях. Поэтому все результаты исследований приведены в целом для продуктивного горизонта БВ8.
По результатам исследований поверхностных проб нефти пластов горизонта БВ8 Повховского месторождения по содержанию серы относятся к классу сернистых – 0.71% (от 0.35%, единичные значения до 0.79%), по содержанию смол силикагелевых к подклассу смолистых – 6.91%, по содержанию парафина к типу парафиновых – 2.55%. Средняя плотность нефти по поверхностным пробам 0.859 г/см3 (от 0.857 до 0.863 г/см3), нефти маловязкие, вязкость варьирует в пределах от 5.8 до 15.65 МПа/с, в среднем составляет 9.5 МПа/с. Выход легких фракций, выкипающих до 350ºС, более 55%. Растворенный в нефти газ высокожирный, отношение этана к пропану меньше единицы, что характеризует нефтяную залежь. Содержание в газе двуокиси углерода и азота незначительное, сероводород отсутствует.
По результатам исследований глубинных проб нефти при однократном разгазировании – при пластовом давлении равном 25.8 МПа, пластовая температура 79.9ºС, давление насыщения нефти газом составляет 8.19 МПа, объемный коэффициент пластовой нефти 1.172 д.ед., газосодержание 69.24 м3/т, плотность пластовой нефти 0.798 г/см3, плотность сепарированной нефти 0.851 г/см3, динамическая вязкость 7.18 мПа*с, коэффициент сжимаемости 12.16*10-4 МПа, коэффициент растворимости газа в нефти 7.37 м3/(м3*Па), плотность газа 1.230 кг/м3, коэффициент усадки нефти 14.09 д.ед.
По результатам исследований глубинных проб нефти методом ступенчатого разгазирования – плотность пластовой нефти 0.776 г/см3, сепарированной 0.847 г/см3, объемный коэффициент 1.178 д.ед. (пересчетный 0.849 д.ед.), газосодержание 68.72 м3/т, пластовое давление 26.0 МПа, пластовая температура 83.3ºС, давление насыщения нефти газом 8.45 МПа, динамическая вязкость 4.16 мПа*с, коэффициент сжимаемости 12.49*10-4 МПа, коэффициент растворимости газа в нефти 7.17 м3/(м3*Па), плотность газа 1.002 кг/м3, коэффициент усадки нефти 14.09 д.ед. Содержание этана – 8.33%, пропана – 9.05%, бутана – 4.42%.
На Повховском месторождении пласты ачимовской толщи изучены в малом объеме только лишь по трем поверхностным пробам нефти из двух скважин – 87Р, 88П (пласт Ач2). По результатам исследований поверхностных проб нефти – температура застывания нефти - 12ºС, температура плавления парафина 52.9ºС, содержание асфальтенов 0.57%, по содержанию серы нефть относится к классу сернистых (0.78%) и имеет промышленное значение, по содержанию парафина относится к типу парафиновых – 1.70%, по содержанию смол силикагелевых к подклассу смолистых – 5.69%. Средняя плотность 0.837 г/см3. Нефть маловязкая, средняя вязкость при 20ºС составляет 7.5 МПа/с, содержание светлых фракций выкипающих до 300ºС составляет 52%.
На Повховском месторождении глубинные пробы из пластов ачимовской толщи не отбирались. Описание свойств глубинной нефти приводится по результатам исследований методами однократной и ступенчатой сепарации пластовой нефти сопредельных Курраганского и Восточно-Перевального месторождений и сопоставимы со значениями свойств нефти ачимовской толщи в других месторождениях в региональном плане.
По результатам однократной сепарации при пластовом давлении 26.5 МПа пластовая температура равна 89.1ºС, давление насыщения 12.3 МПа, объемный коэффициент пластовой нефти 1.287 д.ед., газосодержание пластовой нефти 110.62 м3/т, плотность пластовой нефти 0.762 г/см3, плотность сепарированной нефти 0.843 г/см3, вязкость динамическая 5.37 мПа*с, коэффициент сжимаемости 12.91*10-4 МПа, коэффициент растворимости газа в нефти 7.67 м3/(м3*Па), плотность газа 1.179 кг/м3, коэффициент усадки нефти 19.67 д.ед.
По результатам дифференциального разгазирования пластовой нефти – плотность сепарированной нефти 0.835 г/см3, газосодержание пластовой нефти 107.64 м3/т, объемный коэффициент пластовой нефти 1.218 д.ед. (пересчетный коэффициент 0.821 д.ед.), пластовой давление 26.5 МПа, пластовая температура 89.1ºС, давление насыщения нефти газом 12.3 МПа, плотность пластовой нефти 0.762 г/см3, динамическая вязкость 4.16 мПа*с, коэффициент сжимаемости 12.91*10-4 МПа, плотность газа 0.946 кг/м3. Содержание этана - 7.98%, пропана – 8.67%, бутана – 3.57%.
Пласт ЮВ11. По результатам исследований поверхностных проб нефти плотность нефти 0.847 г/см3, вязкость при 20ºС 7 МПа/с, содержание фракций выкипающих до 300ºС составляет 52%. По содержанию серы нефть относится к классу сернистых – 0.61% (от 0.47 до 0.73%), по содержанию парафина к типу парафиновых – 2.13%, по содержанию смол силикагелевых к подклассу смолистых – 5.87%, содержание асфальтенов – 0.85%.
По результатам стандартной сепарации – пластовое давление 28.9 МПа, пластовая температура 96.0ºС, давление насыщения 12.3 МПа, объемный коэффициент пластовой нефти 1.284 д.ед., газосодержание пластовой нефти 122.13 м3/т, плотность пластовой нефти 0.754 г/см3, плотность сепарированной нефти 0.842 г/см3, вязкость динамическая 6.07 мПа*с, коэффициент сжимаемости 12.68*10-4 МПа, коэффициент растворимости газа в нефти 12.68 м3/(м3*Па), плотность газа 1.178 кг/м3, коэффициент усадки нефти 22.09 д.ед.
По результатам дифференциального разгазирования пластовой нефти – плотность сепарированной нефти 0.839 г/см3, газосодержание пластовой нефти 108.37 м3/т, объемный коэффициент пластовой нефти 1.274 д.ед. (пересчетный коэффициент 0.785 д.ед.), пластовой давление 29.4 МПа, пластовая температура 91.6ºС, давление насыщения нефти газом 10.72 МПа, плотность пластовой нефти 0.740 г/см3, динамическая вязкость 5.28 мПа*с, коэффициент сжимаемости 12.68*10-4 МПа, плотность газа 0.942 кг/м3. Содержание этана 9.63%, пропана – 9.16%, бутана – 3.54%.
Пласт ЮВ2 пробами нефти и растворенного газа не охарактеризован. Но свойства нефти продуктивного горизонта ЮВ2 изучены на Кечимовском месторождении, а также на Федоровском, Родниковом, Тевлинско-Русскинском. При сравнении средних значений характеристик нефти пласта ЮВ2 можно отметить, что нефти по своим физико-химическим характеристикам близки. Нефти пласта ЮВ2 значительно тяжелее, чем нефти ачимовской толщи и нефти горизонта ЮВ1. Свойства нефти пласта ЮВ2 предлагается принять по аналогии с Федоровским месторождением, как наиболее изученным по ступенчатому разгазированию, аналогичные параметры приняты и по Равенскому месторождению.
В качестве подсчетных объектов на Повховском месторождении при Пересчете запасов нефти и растворенного газа в основном по запасам продуктивном горизонте БВ8 выделено восемь продуктивных пластов (БВ81, БВ82, БВ83, БВ84, БВ85, БВ86, БВ87, БВ88) один пласт БВ8 на Сардаковской площади. В составе ачимовской толщи выделены четыре пласта - Ач2, Ач3, Ач4, Ач7 на Повховском месторождении и один пласт Ач8 в пределах Сардаковской площади. В верхней части васюганской свиты (верхняя юра) выделен пласт ЮВ11. В верхней части тюменской свиты (средняя юра)– пласт ЮВ2.
Запасы нефти Повховского месторождения в пределах ЛУ принятые при проектировании на Государственный баланс (Проекте разработки, протокол ЦКР №2505 от 9.12.1999г.) составили: начальные геологические запасы нефти 642.7 млн.т. (по категориям ВС1 – 554.0 млн.т, по категории С2 – 88.7 млн.т). Начальные извлекаемые запасы нефти: 241.4 млн.т (по категориям ВС1 – 228.5 млн.т, по категории С2 – 12.9 млн.т), КИН – 0.412 (по категориям ВС1 – 0.376, по категории С2 – 0.145).
При Пересчете запасов исключены начальные геологические запасы нефти продуктивного пласта БВ7, в количестве 19.0 млн.т. (по категориям ВС1 – 7.5 млн.т, по категории С2 – 11.5 млн.т). Начальные извлекаемые запасы нефти утвержденные в количестве 5.3 млн. т (по категориям ВС1 – 2.1 млн.т, по категории С2 – 3.2 млн.т).
Начальные геологические запасы нефти по Повховскому месторождениюв пределах ЛУ, утвержденные протоколом ГКЗ №1122 от 07.12.2005г. составили: 784.8 млн.т. (по категориям АВС1 – 729.7 млн.т, по категории С2 – 55.1 млн.т). Начальные извлекаемые запасы нефти утверждены в количестве 282.1 млн. т (по категориям АВС1 – 268.4 млн.т, по категории С2 – 13.7 млн.т), КИН – по категориям АВС1 – 0.368, по категории С2 – 0.248,таблица
Начальные геологические и извлекаемые запасы нефти по Повховскому месторождению в пределах Западно-Повховского ЛУ представлены в таблице
В таблице представлены запасы по Повховскому месторождению, т.е объединенные запасы Повховского ЛУ, Западно-Повховского ЛУ и запасы в нераспределенном фонде.
