|
УДК 553.982(571.5) |
Нефти месторождений Восточной Сибири
Г.Ф. ТРЕБИН, Ю.В. КАПЫРИН, Ю.Н. СКОРОВАРОВ (ВНИИ), А.Б. ФУКС, Б.А. ФУКС (ВостСибНИИГГиМС)
Для повышения качества разведки месторождений, надежности оценки запасов нефти и газа, рационального решения вопросов извлечения и дальнейшей транспортировки нефти необходима достоверная информация о свойствах пластовых и дегазированных нефтей и термобарических условиях их залегания.
Нами рассматриваются нефти месторождений, расположенных в Ботуобинской, Катангской и Байкитской НГО. В осадочном чехле исследуемого региона выделяются два основных продуктивных комплекса: рифей - вендский (карбонатно-терригенный) и нижнекембрийский (карбонатный). Физико-химическая характеристика пластовых и дегазированных нефтей приведена в табл. 1. Для сравнения в ней указаны аналогичные величины по средней статистической нефтяной залежи, определенны в результате анализа данных по 1200 залежам СССР [3]. Из табл. 1 следует, что глубина залегания пласта для месторождений Восточной Сибири, как правило, значительно превышает среднюю по СССР. В целом для Байкитской и южной части Непско-Ботуобинской НГО для залежей карбонатно-терригенного продуктивного комплекса пластовые давления Рпл близки к условным гидростатическим Ру.г.. В северной части Непско-Ботуобинской НГО Рпл на 25-30 % ниже, Ру.г., что объясняется влиянием сплошной толщи многолетнемерзлых пород (ММП) [4]. Для Собинского месторождения характерно повышенное Рпл. В карбонатном комплексе практически на всей территории также отмечается близость этих параметров (кроме южной части Непско-Ботуобинской НГО, где Рпл в отдельных залежах аномально высокие [2]). Таким образом, пластовые давления в нефтяных залежах Восточной Сибири значительно выше средних для СССР, что обусловлено в первую очередь большей глубиной их залегания.
В то же время пластовая температура большинства залежей невысока (20-40 °С), а для северной части Непско-Ботуобинской НГО аномально низкая (6-14 °С), что связано с приуроченностью залежей к древним осадочным отложениям со сравнительно стабильной тектонической обстановкой [1]. Особенно хорошо это видно при сравнении с Западно-Сибирской НГП, где средняя пластовая температура составляет 74 °С при средней глубине залегания продуктивных отложений 2200 м.
Плотность пластовых нефтей Восточной Сибири изменяется от 0,66 до 0,85 г/см3, преобладают значения 0,7- 0,8 г/см3, т. е. согласно существующей классификации они относятся к классу «обычных».
Газосодержание варьирует от 72 до 250 м3/т, что значительно выше среднего статистического значения (см. табл. 1). Соответственно выше для большинства залежей и величины объемного коэффициента. Вязкость дегазированных нефтей в нормальных условиях колеблется в широких пределах и в целом также гораздо выше средней по СССР. В то же время, благодаря высокому газосодержанию и относительно небольшим пластовым давлениям, вязкость нефти в пластовых условиях невысока за исключением осинской залежи Среднеботуобинского месторождения. По той же причине значительно выше средних и коэффициенты сжимаемости нефти.
Химический состав растворенных газов приведен в табл. 2, где отмечается невысокое содержание двуокиси углерода, водорода и азота, близкое к средним по СССР. Количество азота в нефтяных газах не превышает 9,27 %, гомологов метана в них меньше, чем в среднем по СССР (45 %). В целом рассмотренные газы однотипны и какой-либо закономерности изменения их состава в пределах юга Сибирской платформы не установлено.
Характерная особенность пластовых нефтей Восточной Сибири - близкие значения давлений насыщения нефти газом и пластовых. Это обусловлено тем, что большинство залежей по фазовому состоянию относится к газоконденсатнонефтяным или нефтегазоконденсатным, в которых нефть находится в виде оторочек типа А и Б, при этом перемычки между нефте- и газонасыщенными частями пластов отсутствуют. С учетом этого отбор кондиционных глубинных проб проводился при работе скважины на штуцерах малых диаметров. В случае неустойчивого фонтанирования скважин из-за АНДП (Среднеботуобинское, Иреляхское месторождения) пробы отбирали по методике, которая заключалась в том, что после очистки скважину останавливали для восстановления давления. Затем проводили постепенное стравливание газовой шапки с целью обеспечения поступления на забой новых порций пластовой нефти. Чтобы убедиться в отсутствии воды в скважине, перед отбором
проб замеряли давления по стволу для определения плотности заполнившего ее флюида. Качество глубинной пробы устанавливалось непосредственно на скважине при помощи пресса-измерителя определением давления в камере и давления насыщения.
Сравнительно небольшие размеры большинства оторочек не дают возможности выявить изменение свойств нефтей по площади и толщине пластов. Исключением является залежь ботуобинского горизонта Среднеботуобинского месторождения. В ней нефть содержится в виде двухконтактной оторочки с наклонным ВНК, в результате чего толщина нефтенасыщенной части пласта изменяется от 2 до 16 м. Отмечаются значительные колебания вязкости и плотности дегазированных нефтей из различных скважин. Обработка экспериментальных данных показывает, что вязкость нефтей Среднеботуобинского месторождения прямо связана с их плотностью (рисунок). Характер этой зависимости аналогичен получаемому при смешении тяжелых высоковязких УВ с легкими, что позволяет объяснить значительные изменения плотности и вязкости нефти добавкой легкого маловязкого конденсата из газоконденсатной части залежи. Такое предположение подтверждается результатами, полученными при испытании скважин. В скв. 39, 9, 27 присутствие нефти фиксировалось только по темной окраске жидкой фазы, а в скв. 35 ее дебит составил 52,8 м3/сут при дебите газа 256,27 м3/сут. Таким образом, в этих скважинах продуктивный пласт в основном газонасыщенный. При исследовании скв. 53, 72, 73 газовый фактор изменялся от 30 до 500 м3/т, т. е. работала преимущественно нефтенасыщенная часть пласта. Поэтому плотность и вязкость нефти будут зависеть от доли притока УВ, поступающих из различных частей пласта, которую можно задавать выбором интервала перфорации и депрессии на пласт. Указанное явление должно учитываться при проектировании технологии разработки залежи. Например, в качестве растворителя при реализации режима смешивающего вытеснения и особенно при транспортировке нефти можно использовать конденсат.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Геология нефти и газа Сибирской платформы/Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука.- М.: Недра.- 1981.
2. Промысловая характеристика продуктивных пластов юга Сибирской платформы/Б.А. Фукс, А.Г. Москалец, В.К. Савинцев, А.Б. Фукс.- М.: Недра.- 1980.
3. Требин Г.Ф., Чарыгин И.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений СССР.- М.: Недра.- 1974.
4. Фукс Б.А., Фукс А.Б. Причины различных пластовых давлений в газоконденсатных залежах Непского свода // Геология нефти и газа.- 1976.- № 10.- С. 48-54.
|
Месторождение |
Продуктивный комплекс, горизонт, пласт |
Средняя глубина залегания, м |
Рпл, МПа |
Ру.г, МПа |
Тпл, ºС |
Гф, м3/т |
Объемный коэффициент |
Вязкость нефти |
Плотность нефти, г/см3 |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа*10-4 |
||
|
пластовой, МПа*с |
дегазированной, мкм2/с |
пластовой |
дегазированной |
|||||||||
|
Юрубченское |
Отложения рифея |
2285 |
21,48 |
19,63 |
27 |
187,85 |
1,42 |
1,12 |
13,2 |
0,705 |
0,830 |
19,40 |
|
Куюмбинское |
То же |
2230 |
20,91 |
15,99 |
26 |
135 |
1,36 |
0,55 |
6,65 |
0,664 |
0,824 |
16,49 |
|
Собинское |
ВН-1 венд-кембрий |
2640 |
30,30 |
24,98 |
35 |
111,68 |
1,22 |
2,45 |
19,95 |
0,748 |
0,824 |
15,20 |
|
BH-IV венд-кембрий |
2700 |
30,7 |
23,25 |
35 |
126,83 |
1,19 |
3,11 |
28,03 |
0,790 |
0,858 |
12,45 |
|
|
Марковское |
Осинский |
2200 |
29,0 |
23,50 |
25 |
258 |
1,68 |
0,73 |
4,52 |
0,661 |
0,821 |
|
|
Ярактинское |
Ярактинский |
2500 |
24,89 |
21,70 |
37 |
179,5 |
1,36 |
1,0 |
14,5 |
0,726 |
0,840 |
|
|
Аянское |
« |
2600 |
25,09 |
19,30 |
35 |
198,15 |
1,42 |
1,19 |
13,62 |
0,657 |
0,827 |
21,00 |
|
Дулисьминское |
« |
2600 |
23,5 |
20,62 |
32 |
235,7 |
1,45 |
0,95 |
6,94 |
0,665 |
0,822 |
18,00 |
|
Даниловское |
Усть-Кутский |
1618 |
17,1 |
15,90 |
22 |
161,41 |
1,35 |
2,57 |
11,91 |
0,734 |
0,844 |
22,00 |
|
Верхнечонское |
ВЧ-1 венд-кембрий |
1620 |
15,4 |
11,87 |
20 |
90,45 |
1,22 |
3,45 |
21,6 |
0,788 |
0,842 |
13,14 |
|
ВЧ-II венд-кембрий |
1640 |
15,4 |
12,92 |
20 |
98,83 |
1,21 |
3,81 |
29,5 |
0,788 |
0,857 |
14,36 |
|
|
Преображенский |
1550 |
12,35 |
11,41 |
12 |
105,5 |
1,21 |
4,51 |
27,2 |
0,792 |
0,854 |
16,00 |
|
|
Среднеботуобинское |
Ботуобинский |
1960 |
14,2 |
12,60 |
14 |
84,55 |
1,185 |
9,17 |
63,0 |
0,818 |
0,874 |
20,20 |
|
Осинский |
1600 |
16,3 |
6,80 |
8 |
72,1 |
1,11 |
18,97 |
75,08 |
0,853 |
0,876 |
- |
|
|
Иреляхское |
Улаханский |
2130 |
16,1 |
12,53 |
12 |
86,3 |
1,17 |
5,7 |
17,3 |
0,804 |
0,857 |
14,50 |
|
Средняя статистическая залежь |
|
1700 |
17,0 |
9,31 |
25 |
58,2 |
1,14 |
2,2 |
14,7 |
0,850 |
0,859 |
|
|
Месторождение |
Пласг |
CH4 |
C2H4 |
C3H4 |
C4H10+ высш. |
H2 |
N2+ред. |
CО2 |
|
Юрубченское |
Отложения рифея |
65,62 |
15,11 |
8,19 |
7,27 |
Следы |
3,37 |
0,44 |
|
Куюмбинское |
То же |
71,91 |
11,82 |
5,84 |
4,63 |
- |
5,80 |
- |
|
Собинское |
ВН-I |
64,92 |
8,52 |
6,02 |
5,72 |
0,03 |
14,08 |
0,56 |
|
BH-IV |
65,21 |
12,96 |
8,71 |
6,29 |
- |
6,39 |
0,44 |
|
|
Марковское |
Осинский |
71,4 |
13,2 |
7,9 |
7,1 |
Не опр. |
0,3 |
0,1 |
|
Ярактинское |
Ярактинский |
72,25 |
13,52 |
7,35 |
5,74 |
-«- |
1,03 |
0,05 |
|
Аянское |
-«- |
72,14 |
13,27 |
7,08 |
6,08 |
0,08 |
1,19 |
0,16 |
|
Дулисьминское |
- «- |
65,73 |
13,86 |
8,90 |
8,77 |
0,02 |
2,49 |
0,22 |
|
Даниловское |
Усть-Кутский |
69,68 |
12,44 |
8,59 |
7,57 |
Не опр. |
1,48 |
0,27 |
|
Верхнечонское |
ВЧ-II |
70,52 |
12,52 |
8,62 |
6,62 |
0,09 |
1,53 |
0,1 |
|
Преображенский |
73,99 |
12,32 |
6,68 |
5,02 |
0,05 |
1,84 |
0,1 |
|
|
Среднеботуобинское |
Ботуобинский |
70,72 |
12,89 |
7,44 |
6,77 |
0,01 |
2,68 |
0,24 |
|
Осинский |
65,37 |
10,76 |
7,02 |
7,47 |
0,03 |
9,27 |
0,03 |
|
|
Иреляхское |
Улаханский |
74,83 |
9,99 |
6,42 |
5,85 |
0,015 |
2,85 |
0,04 |
Рисунок Зависимость вязкости дегазированной нефти Среднеботуобинского месторождения от ее плотности
