Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

Свойства пластовых нефтей исследованы методами однократного и ступенчатого разгазирования. Порядок исследования и перечень приводимых параметров выполнен согласно регламентирующим требованиям “Инструкции о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ CCCP материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов.

Нефть горизонта ЮВ1 представлена поверхностными пробами из 15 скважин и характеризуется следующими параметрами: удельный вес — 0,840 т/м3, вязкость при 20oC - 8,04 мм2/с, содержание парафина - 4,05%, серы - 0,29%, смол селикагелевых — 5,4%, асфальтенов - 0,85%.

Таким образом, нефти характеризуются как малосернистые, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие, с обьемным содержанием легких фракций до 300 оС - 51%.

Для изучения свойств нефти и газа в пластовых условиях отобрано 35 глубинных проб из 14 скважин. Нефть в пластовых условиях характеризуется следующими параметрами: плотность пластовой нефти — 0,732 т/м3, вязкость — 0,97 MПa с, объемный коэффициент - 1,303.

 В соответствии с условиями четырехступенчатой сепарации, принятыми на месторождении, проведено дифференциальное разгазирование пластовых нефтей. Для этого проанализировано 31 глубинная проба из 15 скважин (Приложение), из них 27 проб из 13 скважин охарактеризовали нефти nлacma ЮВ11-З и 4 пробы из 3 скважин - nлacma ЮВ2.

Нефти пластов ЮВll-З и ЮВ2 очень близки по своему составу. В отчете приводятся средние значения по пластам ЮВll-З + ЮВ2: плотность сепарированной нефти - 0,830 т/м3, газосодержание - 87,2 м3/т, объемный коэфициент - 1,232.

Растворенный в нефти газ метанового типа, относительно жирный, по результатам ступенчатой сепарации содержит метана - 61,84; этана - 10,05; пропана - 15,18; бутана - 8,09 % мольных. Физические свойства растворенного в нефти газа представлены в Приложении и Приложении

Значения параметров, определенных при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании глубинных проб пластовой нефти, приняты для подсчета запасов нефти и растворенного газа. Газосодержание, объемный коэффициент и плотность разгазированной нефти приведены к стандартным условиям (давление - 0,1 MПa, температура - 20 оС). Условия сепарации (давление и температура) приняты согласно фактическим условиям сепарации, транспорта и подготовки нефти и газа на месторождении [24-27].

Как видно из таблицы, нефти юрских отложений находятся в условиях повышенных пластовых давлений (24 MПa) и температур (82 оС). Нефть недонасыщена газом, давление насыщения значительно ниже пластового и по разрезу изменяется в диапазоне от 4,1 до 15,6 MПa. Газосодержание нефтей соответствует средним значениям по рассматриваемому нефтегазодобывающему району в целом и составляет для пластов ЮВ11-З и ЮВ2 - 87,2 м3/т. В условиях nлacma и на поверхности нефти легкие, маловязкие. Вязкость пластовой нефти составляет 0,97 MПa с.

АНАЛИЗ РАБОТЫ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА

Анализ состояния разработки месторождения

Всего на Хохряковском месторождении по состоянию на 1.01.2019  года реализовано 809 скважин, в том числе: 528 - в добывающем фонде; 260 - в нагнетательном фонде; 21 - водозаборные скважины.

По состоянию на 01.01.2019 года в добывающем фонде Хохряковского месторождения находится 528 скважин (табл. 2.1). При этом эксплуатационный нефтяной фонд составляет — 484 скважин (91,7% - от добывающего фонда), действующих — 381 (72,2%). В бездействующем фонде находится 103 скважины (19,5%), в консервации -24 скважины (4,5%), в пьезометрическом фонде — 8 скважин, 9 скважин ликвидировано и 3 находятся в ожидании ликвидации.

Изменение структуры добывающего фонда представлено в таблице 2.1 и на рисунке 2.1.

Таблица 2.1