Закачка газа в газовую шапку Ю.Шапкинского месторождения, для вытеснения нефти

в) к терригенным отложениям уфимского яруса верхней перми и харалейской и ангуранской свит триаса – залежи газа, выявленные по результатам испытания скв. 38. Данные залежи никогда не рассматривались, запасы не подсчитывались.

Согласно Технического задания в настоящей работе рассматриваются только содержащие нефть залежи в средне-верхнекаменноугольных и нижнепермских (ассельского и сакмарского ярусов) карбонатах.

Основные отличия современной геологической модели рассматриваемых объектов по сравнению с моделью 1976 г следующие:

- разделение интервала карбонатов С2-3 (прежняя залежь II) на 4 подсчетных объекта (залежи II-a, II-b, II-c, II-d) с различными уровнями ГНК и ВНК;

- изменение (поднятие) уровня  ГНК  залежи IV с а.о.-1635 м на а.о. -1614 м.

- изменение (понижение) уровня ГНК залежи II-a c а.о.-1761 м на а.о.-1813 м.

- уточнение петрофизических параметров (пористости, нефтегазонасыщенности) и  физико-химических свойств пластовых  флюидов.

Новыми данными, приведшими к изменению геологической модели, явились:

- результаты бурения 17 эксплуатационных скважин;

- результаты обработки материалов 3Д сейсморазведочных работ;

- результаты лабораторных исследований  дополнительно отобранного керна  из скв. 1GN и 9;

- результаты лабораторных исследований  дополнительно отобранных проб  пластовых флюидов;

- исследования скв. 102 с использованием  модульного пластоиспытателя на  кабеле многократного действия (MDT);

- результаты эксплуатации скв. 1GN и 11.

 

Газонефтяная залежь в карбонатах среднего и верхнего отдела каменноугольной системы (залежь II-a)

Залежь II-a является основной по запасам нефти на Южно-Шапкинском куполе. Залежь мас-сивная, сводовая, тектонически-экранированная, с небольшой по объему газовой шапкой. Размеры залежи составляют 9.8 км х 1.6 км, при общей высоте 142 м, в т.ч. 106 м составля-ет нефтенасыщенная часть залежи, 36 м – газонасыщенная. Соотношение эффективных объемов газо- и нефтенасыщенных карбонатов равно 1:43. Глубина залегания залежи в своде 1907.5 м (а.о. –1776.9 м).

Нефтенасыщенную часть вскрыли 7 разведочных и все 17 эксплуатационные скважины, из них газонасыщенную часть вскрыли разведочная скв. 21 и 6 эксплуатационных.

Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет в среднем по скважинам 39.5 м, дос-тигая в своде 86.4 м (скв. 21), среднее значение газонасыщенной толщины равно 10.3 м, в своде – 16.6 м (скв.21).

Отношение эффективной мощности карбонатов к общей мощности залежи (коэффициент эффективной мощности) составляет в среднем 0.46, изменяясь от 0.09 (скв. 31) до 0.75. Кол-во проницаемых прослоев колеблется от 7 в приконтурных скважинах до 45 в своде, в среднем коэффициент расчлененности равен 20.3.

Проницаемые прослои продуктивных карбонатов, в 22 % случаях до 1 м толщиной, в 28% случаях от 1 до 2 м толщиной, разделенные непроницаемыми породами различной толщи-ны, в основном, маломощными. В 4% случаях встречаются однородные нефтенасыщенные карбонаты более 8 м (до 18 м) толщиной.

Газонефтяная залежь в карбонатах верхнего отдела каменноугольной системы (залежь II-b)

Глубина залегания залежи в своде 1884.8 м (а.о. –1758.2 м). Соотношение эффективных объемов газо- и нефтенасыщенных карбонатов равно 1:12. Размеры залежи составляют 11.2 км х 1.7 км, высота 144 м.

Газовая зона вскрыта 6-ю скважинами, нефтяная зона -  18-ю.

Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет в среднем по скважинам 2.2 м, достигая максимума 5.4 м в скв. 31, среднее и максимальное значение газонасыщенной толщины практически те же самые: 2.6 и 5.7 м, соответственно.

 

Газонефтяная залежь в карбонатах верхнего отдела каменноугольной системы (залежь II-с)

Минимальная глубина залегания залежи 1867.4 м (а.о. –1738.0 м). Соотношение эффективных объемов газонасыщенных пород к нефтенасыщенным составило 1:33. Размеры залежи 12.5 км х 1.9 км, при высоте 144 м. 5 скважин оказались в контуре газоносносности, 19 – в контуре нефтеносности.

Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 7.0 м, при максимальном значении 12.3 м в скв. 31, газонасыщенная толщина  достигает 7.2 м, при среднем 5.2 м.

 

Газонефтяная залежь в карбонатах верхнего отдела каменноугольной системы (залежь II-d)

Глубина залегания залежи 1903.1 м (а.о. –1728.5 м). Соотношение эффективных объемов газо- и нефтенасыщенных карбонатов составило 1:33. Размеры залежи 6.1 км х 1.3 км, высота залежи 90.5 м. 4 скважины вскрыли газовую зону, 13 – нефтяную зону.

Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 3.7 м, при максимуме 7.9 м (скв. 10), газонасыщенная толщина до 2.3 м, в среднем составляя всего 1.5 м.

 

Нефтяная залежь в карбонатах ассельского яруса нижнего отдела пермской системы (залежь III)

Залежь III по типу пластово-сводовая, тектонически-экранированная, размерами 4.8 км х 1.2 км, при высоте 73.7 м. Глубина залегания залежи в своде 1825.4 м (а.о. –1658.3 м).

В контуре нефтеносности находятся 14 скважин (4 из них разведочные), причем водонефтяную зону вскрыли 6 скважин.

Общая толщина продуктивного пласта изменяется от 39.6 до 70.0 м, составляя в среднем 57.5 м. Сокращение толщины пласта наблюдается на северной переклинали структуры.

Следует отметить значительные колебания суммарной эффективной толщины по скважинам, от 18.4 до 46.8 м в пределах контура продуктивности, водоносными скважинами 24 и 27 зафиксированы низкие значения, 5.1 и 4.5 м, соответственно (см Граф. Прил. 26). Среднее значение эффективной толщины составило 29.0 м. Резкие изменения в распределении эффективных толщин в разбуренном своде складки обусловлены частым замещением проницаемых карбонатов в нижней части залежи III непроницаемыми разностями.

Отношение эффективной мощности карбонатов к общей мощности пласта варьирует от 0.10 до 0.79, составляя в среднем 0.51, распределение данного коэффициента по площади аналогично распределению эффективных толщин. Кол-во проницаемых прослоев колеблется от 2 до 10, при среднем значении по скважинам 5.4.

Прикровельная  часть резервуара литологически более однородная, чем нижняя, проницаемые карбонаты здесь до 24 м, выдержаны по площади, но в 32% случаях в целом по пласту до 2 м толщиной.

 

Газонефтяная залежь в карбонатах ассельского и сакмарского ярусов нижнего отдела пермской системы (залежь IV)

Залежь IV по типу массивно-пластовая, тектонически-экранированная, с обширными газонефтеводяной и водонефтяной зонами. Размеры залежи составляют 10.4 км х 1.5 км, при общей высоте 111 м, в т.ч. 62 м составляет газонасыщенная часть залежи и лишь 49 м – нефтенасыщенная. Объем газонасыщенных карбонатов довольно значительный, его соотношение с объемом нефтенасыщенных карбонатов равно 1:3. Глубина залегания залежи в своде 1727.1 м (а.о. –1551.9 м).

В контуре продуктивности находятся 24 скважины (7 разведочных и все 17 эксплуатационных), причем чистогазонефтяную зону вскрыли 3 эксплуатационные скважины, что дало основание, учитывая также наличие пачки плотных глинистых известняков ассельского возраста образующих подошву залежи, изменить ранее определенный тип залежи с массивной на массивно-пластовую.

Общая толщина продуктивного пласта (залежи IV) значительная и изменяется в пределах 104.1-136.0 м, составляя в среднем 117.5 м и несколько сокращаясь к центральной (сводовой) части структуры. Такая же тенденция уменьшения к сводовой части структуры прослеживается и у суммарных эффективных толщин. Среднее значение эффективной толщины по скважинам составило 59.8 м, пределы изменения 32.3-85.1 м.

Отношение эффективной мощности карбонатов к общей мощности пласта составляет в среднем 0.51, изменяясь при этом от 0.30 до 0.65. Кол-во проницаемых прослоев в скважинах от 13 до 26, в среднем составляя 20.5.

Газонасыщенные прослои, по сравнению с нефтенасыщенными, незначительны по толщине, в 28% случаев меньше 1 м, в 42% случаев от 1 до 2 м, лишь в 3-х скважинах до 6 м. Нефтенасыщенные прослои также, в основном, до 2 м толщиной (в 55% случаев), но в 15% случаев толщина превышает 4 м, достигая 22 м. Значительные по мощности проницаемые прослои карбонатов приурочены к подошвенной части резервуара, в большей степени это характерно для северной и северо-восточной части складки, где в скв. 22, 34, 11, 36 вскрыты мощные (до 40 м) коллектора, наблюдаемые и по 3Д сейсмоматериалам, но, к сожалению, не представляющие интереса, т.к. залегают ниже водо-нефтяного контакта.

1.5 Свойства нефти, газа и конденсата

 

Для определения физико-химических свойств нефти и газа Южно-Шапкинского месторождения отбирались глубинные и поверхностные пробы нефти и газа в период с 1970 по 2003 год. Исследования проб  проводились в Комплексной аналитической лаборатории Тимано-Печорского научно-исследовательского центра (г. Ухта). Экспериментальные исследования выполнены согласно ОСТ-39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти». Пластовая нефть, помимо определения по ней основных характеристик (давление насыщения, плотность, вязкость и т. д.) исследовалась методом стандартной сепарации и дифференциального разгазирования.

Комплекс аналитических исследований разгазированной нефти состоял из определения таких показателей как плотность, молекулярная масса, кинематическая вязкость, фракционный и компонентный состав, содержание серы и воды, а также температура застывания и плавления парафинов. Состав растворённого и свободного газа, стабильного конденсата и разгазированной нефти исследовался хроматографическим методом и включал в себя определение содержания углеводородных (С1-С6) и неуглеводородных ( N2, CO2, H2S, He) компонентов.

В связи с одновозрастностью и сходной характеристикой пластовых флюидов залежей II-a, II-b, II-c и II-d (объект II) среднего-верхнего карбона все имеющиеся результаты исследований проб рассматриваются совместно и при расчете средних значений суммируются.

Всего по состоянию на 1.01.2004 г физико-химические характеристики нефти и газа были изучены и приняты:

по объекту II - по результатам исследования 16 глубинных проб из скважин 21, 23, 36,  1, 4 и 205; 19 поверхностных проб скважин 21, 23, 31 и 36, 1, 3, 4, 35 и 205. Кроме того, исследованы 2 устьевые пробы конденсатного газа из скв. 21;

по III залежи – по результатам изучения 11 глубинных проб из 2-х объектов скважин 21, 23, 102 и 103, и 6-х поверхностных проб из скважин 21, 23, 102 и 103; также исследованы глубинные пробы свободного газа, отобранные из скв.103 м.

по IV залежи – по результатам изучения 4-х глубинных проб из скважин 23 и 1-GN и одной 4-х устьевых проб нефти из скв.23, 1-GN и 10. Исследованы также устьевые пробы конденсатного газа из скв. 23 и 32.

Наиболее охарактеризован пробами II объект, в основном, залежь II-a. Все пробы исследованы путем однократного и дифференциального разгазирования.

В результате физико-химические характеристики нефти залежей объекта II приняты при проектировании по данным дифференциального разгазирования 13 глубинных проб из скважин 21, 23, 1, 4 (при этом данные по скв.36 и 205 не учитывались), III залежи -  по данным дифференциального разгазирования 11 глубинных проб из скважин 21, 23, 102 и 103, IV залежи – 3 глубинных проб из скважин 23, 1-GN (при этом 1 проба по скв. 1-GN отбракована).

Результаты исследований поверхностных проб нефтей приведены в табл. 1.3.

 

 

Таблица 1.3

Свойства пластовой нефти, газа, конденсата и воды

Наименование	Еденицы измерения.	II-a			II-c			II-d			III			IV
		Кол-во ис-следо-ван-ных	Диапазон изме-нений	Сред-нее значе-ние	Кол-во ис-следо-ван-ных	Диапазон изме-нений	Среднее значе-ние	Кол-во исследо-ванных	Диапазон изме-нений	Среднее значе-ние	Кол-во ис-следо-ван-ных	Диапазон изменений	Сред-нее значе-ние	Кол-во ис-следо-ван-ных	Диапазон изменений	Среднее значе-ние
		скв/проб			скв/  проб			скв/  проб			скв/  проб			скв/  проб
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
1.Нефть
Пластовое давление	МПа	4/13	17.1-20.46	19.44							4/11	16.79-18.52	17.74	2/3	16.21-17.56	16.89
Пластовая температура	0С	4/13	44.6-49.7	47.9							4/11	42.4-44	43.35	2/3	40.5-42.75	41.63
Давление насыщения нефти газом	МПа	4/13	17.06-20.4	19.25							4/11	15.6-18.47	17.35	2/3	15.9-17.56	16.73
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях	м3/т	4/13	73.2-90.9	83.98							3/6	81.6-94.6	88.8	2/3	90.1-96.8	93.45
Плотность  пластовой нефти	г/см3	4/13	0.779-0.79	0.782							4/11	0.767-0.812	0.781	2/3	0.772-0.773	0.773
Плотность сепарированной нефти	г/см3	4/13	0.856-0.862	0.859							3/6	0.848-0.851	0.849	2/3	0.847-0.854	0.851
Вязкость пластовой нефти	мПа*с	4/13	1.8-3.66	2.17							3/6	1.23-2.00	1.59	1/2		1.68
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях	доли ед.	4/13	1.151-1.180	1.169							3/6	1.113-1.189	1.161	2/3	1.176-1.183	1.180
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти	1/МПа*10-5	3/7	100-171	144.7							2/4	103.4-145	124.2	1/2		151
Температура насыщения парафином	0С