6. Запасы нефти Ярактинского 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 Ярактинского месторождения 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 6.1 и 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

Наименование параметров	ярактинский горизонт
	количество исследованных							диапазон изменения						среднее значение
	скв.				Проб
1	2				3			4						5
Нефть
Пластовая температура, Со		5		10			36-39				37
Давление насыщения, МПа		5		10			17,2-26,4				22,63
Газосодержание, м3/т		5		10			143,58-217,16				151
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.		5		10			1,301-1,478				1,26
Коэффициент учитывающий усадку											0,793
Плотность пластовой нефти, кг/м3		5		10			685-745				723,4
Плотность сепарированной нефти при 20 0С, кг/м3		5		10			808-840				833
Вязкость пластовой нефти, мПа*с		5		10			0,6– 1,1				1,06
Газ
Плотность, кг/м3		1		4					0,607-0,663			0,635
Коэффициент растворимости газа, м3/м3*МПа		5		10					5,61-8,43			7,02
Удельный вес газа		1		4					0,773-0,972			0,872
Пластовая вода
Газосодержание, м3/т			4			4				0,304-0,596			0,383
- в т.ч. сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент, доли ед.			2			2				1,004-1,008			1,006
Общая минерализация, г/л			9			19				267,1-403,4			330
Плотность, г/см3			9			19				1,21-1,29			1,26

Таблица 6.2

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

Наименование		ярактинский горизонт
		количество исследованных		диапазон изменения	среднее значение
		скважин	проб
Вязкость динамическая, мПа*с При 20 0С 50 0С Вязкость кинематическая, м2/с При 20 0С 50 0С Температура застывания, 0С Температура насыщения парафином, 0С		10 10	14 10	3,74 – 23,93 2,06 – 9,49 – –	13,02 5,2 – –
Массовое содержание, %	Серы	10	14	0,1 – 0,18	0,15
	Смол силикагелевых	10	14	2,0 – 4,4	3,5
	Асфальтенов	6	7	0,03 – 0,08	0,03
	Парафина	6	7	0,22 – 2,93	2,5
	Масел
	Мех. примесей
Объемный выход фракций, %	Нк – 100ºС	2	4	сл. до 5	3
	До 150ºС	2	4	1,5 – 14,5	8
	До 200ºС	10	14	12 – 39	19
	До300ºС	10	14	31 – 75	46
	> 300ºС	10	14	25 – 69	54
Классификация нефти		легкая, низкопарафинистая, малосернистая, маловязкая

Таблица 6.3

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

(мольное содержание. %)

Наименование	Нефтяная часть ярактинской пачки
	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях		При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Сероводород	-	-	-	-	-
Углекислый газ	0,04	-	0,05	следы	0,03
Азот + редкие	1,9	-	2,11	следы	1,22
в т.ч. гелий	0,044	-	0,044	-	-
Метан	71,99	0,41	79,54	1,10	46,39
Этан	12,81	0,43	12,18	3,19	8,38
Пропан	7,32	0,98	4,52	5,77	5,05
Изобутан	1,23	0,45	0,46	1,63	0,95
Н. бутан	2,63	1,40	0,82	4,06	2,19
Изопентан	0,88	1,26	0,12	2,25	1,02
Н. пентан	0,88	1,59	0,15	2,47	1,13
Гексаны	0,32	2,00	0,04	2,12	0,92
Гептаны	-	-	0,01	-	-
Остаток(С8+высшие)	-	91,48	-	77,41	32,72
Молекулярная масса	-	230	-	202	97
Молекулярная масса остатка	-	245	-	245	245
Плотность:
газа, кг/м3	0,965	-	0,833	-	-
газа относительная (по воздуху)	0,801	-	0,691	-	-
нефти, г/см3	-	0,841	-	0,822	0,723