122846 (592719), страница 2
Текст из файла (страница 2)
Среднее значение проницаемости по пласту БС11 поданным ГИС - 33,5 мД.
Пласт БС10-2 характеризуется сложным линзовидным строением, расчлененностью проницаемости пропластков. В песчаной фации пласт развит в южной части месторождения. На севере практически полностью замешен глинистыми разностями. Общая эффективная толщина изменяется от 0 до 5 м. Локальный линзовидный характер распространения коллекторов обуславливает сложную конфигурацию залежи и колебание отметок ВНК на разных участках. Учитывая сложное геологическое строение, высокую прерывистость и расчлененность, низкие нефтенасыщенные толщины пласт БС10-2 не рекомендуется для разработки самостоятельной сеткой скважин и является возвратным объектом.
Залежь пласта БС10-1 полностью оконтурена скважинами, пробуренными на пласт БС11. Характер распространения коллекторов по площади неравномерен. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,8 м. Наибольшие толщины приурочены к северной части залежи. Уменьшение, вплоть до замещения происходит в южном направлении. На севере пласт представлен, как правило, 2-3 проницаемыми пропластками разделенных невыдержанными плотными пропластками толщиной 1-3 м. В южном направлении, где эффективные толщины составляют 0-2 м, коллекторы приурочены к кровельной части пласта. По данным ГИС были проанализированы средневзвешенные значения проницаемости по скважинам. Отмечено, что они имеют трехвершинный характер при распределении. Такой характер распределения отражает зональность в распространении коллекторов по площади. Первая зона - южная - средняя проницаемость - 4 мД, вторая зона - центральная – средняя проницаемость - 13 мД, третья зона - северная - средняя проницаемость - 70 мД. В среднем по пласту она составляет 33,1 мД.
Таблица 2. Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности объектов Муравленковского месторождения
| Параметры | БС10-1 | БС11 | ||
| запад | восток | юг | ||
| Толщина общая, м | 17,8 | 30,9 | 18,6 | 27,2 |
| Толщина эффективная, м | 7,6 | 19,9 | 12,6 | 13,9 |
| Коэффициент расчлененности | 2,5 | 6,9 | 4,9 | 6,6 |
| Толщина проницаемого прослоя, м | 2,5 | 3,2 | 2,8 | 2,2 |
| Толщина непроницаемого прослоя, м | 5,3 | 1,7 | 1,2 | 2,1 |
| Коэффициент песчанистости по разрезу, дол.ед. | 0,411 | 0,652 | 0,682 | 0,507 |
| Коэффициент распространения коллектора, дол.ед. | 0,281 | 0,458 | 0,417 | 0,294 |
| Коэффициент проницаемости, мД | 0,065 | 0,034 | 0,049 | 0,033 |
| Коэффициент пористостости, дол.ед. | 0,192 | 0,184 | 0,188 | 0,182 |
| Коэффициент нефтенасыщенности, дол.ед. | 0,576 | 0,635 | 0,721 | 0,587 |
| Показатель послойной неоднородности, дол.ед. | 0,100 | 0,372 | 0,255 | 0,323 |
| Показатель зональной неоднородности, дол.ед. | 0,161 | 0,428 | 0,182 | 0,393 |
| Параметр функции воздействия | 0,693 | 0,432 | 0,827 | 0,678 |
| Параметр функции охвата | 0,560 | 0,111 | 0,190 | 0,470 |
| Параметр функции вертикальной связи | 0,0291 | 0,350 | 0,404 | 0,447 |
1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
На Муравленковском месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пластов БС10 (4 скв.), БС11 (15 скв.); поверхностные пробы из пласта БС10 (14 скв.), и БС11 (38 скв.). Отбор и исследования нефтей проведены институтом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Сибнефть-ННГ».
Свойства пластовых нефтей приведены в таблице 1.5.1. Пласты БС10 и БС11 по своим физическим свойствам близки между собой, находятся при повышенных пластовых давлениях (до 26 МПа) и температурах (до 84С). Нефть недонасыщена газом давление насыщения в два раза ниже пластового. Залежам свойственна закономерность изменения свойств пластовых нефтей. Так давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта закономерно уменьшаются Соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.
Таблица 3. Свойства пластовой нефти Муравленковского месторождения
| Наименование | Индекс пласта | |
| БС10 1-2 | БС11 | |
| 1 | 2 | 3 |
| 1. Пластовое давление, МПа | 18,2 | 19,3 |
| 2. Пл. температура, С | 40 | 53 |
| 3. Давление насыщения, МПа | 8,6 | 9,1 |
| 4. Газосодержание, м3/т | 50 | 50 |
| 5. Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т | 59 | 54 |
| 6. Объемный коэффициент | 1,10 | 1,12 |
| 7. Плотность нефти, кг/м3 | 860 | 855 |
| 8. Объемный коэффициент при усл. сепарации | 1,152 | 1,130 |
| 9. Вязкость нефти, мПа*с | 1,27 | 1,25 |
| 10. Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)*10-4 | 13,90 | 13,63 |
| 11. Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3 | 890 | 910 |
Таблица 4 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Муравленковского месторождения
| Наименование | Пласт | ||||||||
| БС10-1 | БС10-2 | БС11 | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | ||||||
| Плотность, кг/м3 Вязкость динамическая, мПа*с при 20С при 50С Вязкость кинематическая, мм2/с при 20С при 50С | 860 11,53 4,53 13,41 5,27 | 855 9,37 4,11 10,95 4,80 | 856 10,50 4,3 12,26 5,02 | ||||||
| Температура застывания, С Температура насыщения парафином, С | 1 - | - - | 1 - | ||||||
| Массовое содержание, % | Серы | 0,47 | 0,47 | 0,41 | |||||
| Смол селикагелевых | 6,19 | 5,67 | 5,75 | ||||||
| Асфальтенов | 2,71 | 1,44 | 2,62 | ||||||
| Парафинов | 3,90 | 3,27 | 3,62 | ||||||
| Воды | 8,20 | - | 1,50 | ||||||
| Мех. примесей | - | - | - | ||||||
| Солей, мг/л | - | 2 | 43 | ||||||
| Температура плавления парафина, С Температура начала кипения, С | 57 84 | 53 80 | - 80 | ||||||
| Объемный выход фракций, % | н.к. - 100С | 2,4 | - | 2,6 | |||||
| до - 150С | 12,8 | 11,5 | 13,2 | ||||||
| до - 200С | 23,3 | 22,0 | 23,9 | ||||||
| до - 250С | - | - | - | ||||||
| до - 300С | 45,2 | 45,5 | 45,9 | ||||||
| до - 350С | 59,2 | - | 59,4 | ||||||
В таблице 5 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, пластовой и разгазированной нефти. По компонентному составу пластовые нефти залежей БС10 и БС11 близки между собой: содержание метана в них в диапазоне 22-24%, легких углеводородов состава С2Н6 – С5Н12 – 16-17%.
Характерно преобладание нормальных углеводородов над их изомерами.
Содержание легких углеводородов в разгазированных нефтях изменяется в пределах 7-11%.
Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов БС10 и БС11 малосернистые, с выходом фракций до 350С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
