Характеристика продуктивных пластов

Промышленная нефтеносность Западно-Ноябрьского месторождения связанна с двумя пластами БС₈ и БС₁₂.

Принят к реализации 2 вариант разработки (трехрядная система, с размещением скважин по треугольной сетке, 500 на 500 м.) со следующими проектными решениями:

• * выделение основного объекта разработки пласта БС₁₂
• * пласт БС₈ считать возвратным объектом
• * разбуривание пласта БС₁₂ производить по уплотненной сетке
• * давление нагнетания 15 МПа, на устье нагнетательных скважин 10 МПа
• * создаваемая депрессия 5−8 МПа

Пласт БС₁₂ распространен по всей площади месторождения с увеличением эффективных толщин с юго-востока на северо-запад до 27 метров и представлен чередованиями песчаных пород с алевролитами и аргиллитами. Расчлененность пласта возрастает в северном направлении до 14 пропластков. По пласту БС₁₂ выделены два поднятия — северное и южное. По южному участку наблюдается некоторое увеличение чисто нефтяной зоны (ЧНЗ) в северо-западном направлении. На северном участке нефтяная зона разбилась на несколько небольших участков, в отличие от южной части, северная часть представлена, в основном водонефтяной зоной (ВНЗ). В южной части пласт по разрезу четко делиться пачки пород:

• -верхняя характеризуется более монолитным однородным строением, где коллектор представлен одним или тремя песчаными пропластками, в основном толщиной 2−4 метра.
• -нижняя часть пласта характеризуется высокой неоднородностью, в некоторых скважинах нижние пропластки полностью заглинизированы.

Толщина глинистого раздела между нефтяной водоносной частью в районе ЧНЗ 2−9 метров. Значение б пс для верхней части залежи от 0,7 до 0,85; нижней от 0 до 0,54.

На северном участке пласт характеризуется высокой неоднородностью практически по всему срезу, с небольшими ухудшениями к подошве пласта. Значением изменяется от 0,58 до 0,85. Толщина глинистой перемычки между нефтяной и водонефтяной почками изменяется от 2,6 до 6,8 метров в ЧНЗ и от 0 до 2,4 метров в ВНЗ.

Наличие зональной неоднородности по проницаемости довершает картину строения пласта. В высокопроницаемых недонасыщенных зонах отмечается наличие подвижной воды, имеющей низкую сжимаемость. Поступление закачиваемой воды в данные зоны приводит к росту пластового давления, которое маломощные глинистые перемычки не в состоянии выдержать, что приводит к возникновению перетоков между водо — и нефтенасыщенными пропластками.

Таким образом, в северной части пласт БС₁₂ характеризуется более сложным строением, прерывистостью залегания проницаемых пропластков, уменьшением их толщин. Все эти изменения приводят к ухудшению коллекторских свойств пласта до 3−15, реже 50 мд., по сравнению с южной зоной, где значение проницаемости выше — 90−270 мд.

Вмещаемая залежь нефти имеет размеры 11×12 км. Характеризуется обширной водонефтяной зоной, занимающей 65% от всей площади. Отметка водонефтяной контакт (ВНК) понижается с севера на юг от абсолютной отметки 2655 до 2662 метра.

Вторым эксплуатационным объектом является залежь пласта БС8, залегающая по разрезу выше пласта БС12 на 200 метров и развитая в северной части месторождения. Размеры 7 на 4 км, отметка ВНК минус 2444 м. Пласт БС8 сложен в основном песчано-алевролитовыми породами с прослоями аргиллитов, выдержанных по разрезу и площади. Эффективная толщина коллекторов изменяется от 14 до 34 метров, а нефтенасыщенная толщина в среднем 3 метра, иногда отделена от водоносной части пласта за глинизированной перемычкой от 1 до 3,5 метра.

Западно-Ноябрьское месторождение находится на 4 стадии разработки.

Таблица 2.1-Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Западно — Ноябрьского месторождения.

СОСТАВ И СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

По данным анализа поверхностной пробы плотность нефти составляет 0,666 г/см² вязкость 15,59 мм2/с при 20 °C и 5, 804 мм²/с при 50 °C. Содержание серы 0,87% парафина 2,78% селикогелевых смол 4,92% и асфальтов 3,24%. Выход легких фракции до 300 °C 47%, начало кипения 84 °C.Средние значения плотности сепарированной нефти при однократном разгазировании глубинных проб составляет 0,864 г/см³. Газосодержание равно 43,68 м³/т, давление насыщения 8,9 МПа.

Объемный коэффициент равен 1,138, усадка -12,17%. Газ однократного разгазирования глубинных проб нефти характеризуется следующими средними составами: метана — 79,449%, этана — 5,208%, пропана — 5,020%, бутана — 6,307%, пентана + высших — 2,322%. Из газов не углеводородного ряда содержится углекислый газ — 0,296% и азот — 1,391%. Содержание гелия — 0,0065%.

По производственно-товарным свойствам нефть пласта БС12 малосернистая — 0,46%, парафинистая — 2,83%, малосмолистая — 4,73%.