Характеристика пластовых флюидов

При обосновании физико-химических характеристик пластовой нефти и растворённого газа объектов АС4, АС5−8, АС6, АС7−8, на стадии подсчета запасов (1993г., СибНИИНП) были использованы результаты экспериментальных исследований глубинных проб из 16 скважин, преимущественно относящихся к пласту АС5−8.

Отбор глубинных проб производился пробоотборниками ВПП-300 при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Основной объём исследований выполнен институтами СибНИИНП и СургутНИПИнефть при методическом обеспечении, соответствующем требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39−112−80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти» .

В процессе анализа и обработки результатов исследований глубинных проб был подтверждён сделанный ранее вывод о неоднородности нефтей в пределах выделенных объектов, вызванной специфическими особенностями залежей с газовой шапкой. В связи с отсутствием выраженных отличий в физико-химических характеристиках пластовых нефтей отдельных пропластков подсчётные параметры флюидов были приняты единым для всего комплексного объекта АС4−8 (табл. 1.1.).

В период после подсчета запасов состав и свойства пластовых нефтей дополнительно были изучены на образцах глубинных проб из 16 скважин. Из сопоставления данных следует вывод о практически полной идентичности вновь полученных значений характеристик нефти и ранее использованных.

Компонентный состав растворенного нефтяного газа и нефти определен на основании результатов хроматографического анализа жидкой и газовой фаз при дегазации глубинных проб (табл. 1.5). В связи с отмеченной выше идентичностью основных характеристик пластовых нефтей численные значения концентраций индивидуальных компонентов по результатам анализов до и после 1993 года так же весьма близки и не имеют принципиальных различий. В нефтяной зоне пласта количество растворенного газа зависит от положения скважины на структуре и от фазового состояния пластового флюида в призабойной зоне. При прорывах в скважине природного газа газовой шапки величина газового фактора может изменяться неконтролируемым образом в сторону повышения.

Прорыв газа из газовой шапки к интервалам перфорации добывающих скважин обусловлен, в основном, геологическим строением пластов АС4−8, когда отсутствие надежного экрана и сравнительно небольшие расстояния от верхних дыр фильтра до газои газонефтенасыщенной части разреза пластадаже при низких депрессиях на пласт не позволяют эксплуатировать скважины на безгазовых режимах.

Характеристика природного газа газовых шапок в условиях пласта и при извлечении на поверхность на стадии подсчета запасов обосновано результатами исследования продукции скважин 62, 73, 79, 93, 134 (1978г.) и скважин 32-г, 34-г (1989г.). По материалам исследования, газоконденсатный фактор по стабильному конденсату изменяется от 15 до 43 г/м3 при среднем значении около 36 г/мЗ. Устойчивые закономерности изменения свойство природного газа и конденсата по площади и разрезу залежей не были выявлены, однако отмечалась некоторая тенденция к уменьшению выхода конденсата с запада на восток (от Фёдоровской площади к Восточно-Моховой) и снизу вверх по высоте газовой шапки.

Таблица 1.1 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной пластовой нефти в рабочих и пластовых условиях.

Кроме указанных выше исследований характеристик природного газа, институтом СибНИИНП были проведены исследования на газоконденсатность по скважинам 4141, 4150, 4151 (не вошли в подсчет запасов). По результатам промысловых замеров, величина газоконденсатного фактора (по стабильному конденсату) колебалась от 30 до 47 г/мЗ при среднем значении также около 36 г/мЗ.

Таблица 1.2 Результаты исследования скважин на газоконденсатность Федоровского месторождения. АС4−8 (СибНИИНП, 1991;1992гг.)

Пластовые воды в пределах объекта АС4−8 преимущественно хлоридно-кальциевого типа, что является типичным для Сургутского района в целом. Воды смешанного и гидрокарбанатно-натриевого типа обнаруживаются в нижней части неокомского комплекса. Характеристика пластовых вод пластов АС4−8 достаточно полно была изучена на стадии подсчета запасов. Вновь полученная информация о характеристики пластовых вод практически подтверждает ранее установленные параметры (исключая анализы, искаженные влиянием технической воды и водой системы ППД). Отмечено некоторое увеличение минерализации (скв.4202р) до 20,2 г/л, что не противоречит общим качественным показателем вод неокомского комплекса. Средние значения основных физических свойств пластовых вод представлены в табл.1.3.

Таблица 1.3 Основные свойства пластовых вод объекта АС4−8 Федо-ровского месторождения.

В условиях пласта воды насыщенны газом метанового типа (концентрация метана более 95%). Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,5 мЗ/мЗ. По мере удаления от ВНК количество растворенного газа резко снижается и на периферии не превышает 0,3−0,6 мЗ/мЗ.

По содержанию полезных компонентов пластовые воды не представляют промышленного интереса (за исключением йода, концентрация которого достигает промышленных значений, но постоянно снижается из-за разбавления водами ППД).