Свойства пластовой нефти, растворенного газа и воды Кудринского месторождения были изучены по данным анализа поверхностных и глубинных проб, выполненного специализированными лабораториями Главтюменьгеологии, СибНИИНП и геолого-тематической партии по подсчету запасов ОАО «Юганскнефтегаз».
Свойства пластовой нефти, растворенного газа и воды Кудринского месторождения в пределах лицензионного участка ОАО "Юганскнефтегаз" определены по нефтеносным пластам АС5-6, БС6 и БС8.
Глубинные пробы нефти отобраны по горизонтам АС5-6 (1 скважина), БС6 (1 скважина) и БС8 (5 скважин) пробоотборниками ВПП-300 с обязательным замером пластового давления и пластовой температуры. Отбор глубинных проб нефти производился в специально подготовленных эксплуатационных или разведочных скважинах. Глубина отбора выбиралась с расчетом, чтобы забойное давление в точке отбора значительно превышало давление насыщения, и составляла от 1200 до 2500 м. Плотность, вязкость, газосодержание, объемный коэффициент, давление насыщения определялись при проведении однократного разгазирования глубинных проб.
Отобрана лишь одна поверхностная проба нефти с устья скважины (2009р, пласт БС6).
В связи с недостаточным количеством экспериментальных данных, для пласта АС5-6 физико-химические свойства и состав пластовой нефти приняты по аналогии с близлежащим Южно-Балыкским месторождением, для пласта БС6 - с Тепловским месторождением. По пласту БС8 для характеристики глубинных проб пластовой нефти кроме экспериментальных данных по скважине 2008, приведенных в технологической схеме разработки 1993 г., учтены данные по скважине 221 (по скважинам 204 и 403 данные в расчет не брались ввиду значительного отклонения от средних значений); свойства нефти по поверхностным пробам и компонентный состав нефти и газа приведены по аналогии с Тепловским месторождением.
Значения пластового давления и давления насыщения для пластов группы Б практически одинаковы и превышают соответствующие величины для пласта АС5-6. Газосодержание при дифференциальном разгазировании меняется от 35.0 (БС6) до 39.0 м3/т (БС8). Значение объемного коэффициента при дифференциальном разгазировании изменяется от 1.087 (АС5-6) до 1.098 (БС8) долей единицы. Нефть пласта БС8 наиболее вязкая и обладает максимальной плотностью в сравнении с другими изученными пробами.
На основании средних значений основных физико-химических характеристик разгазированной нефти по поверхностным пробам, можно заключить, что нефти исследуемых пластов сернистые (содержание серы от 1.09 до 1.59 %), малосмолистые (от 6.83 до 9.63 %), парафинистые (от 2.79 до 4.36 %). Выход фракций с температурой кипения выше 350 оС более 50 %. Шифр технологической классификации нефтей IIТ1П2.(БС8) и IIТ2П2 (АС5-6 и БС6).
Начальные запасы нефти продуктивных пластов Кудринского месторождения были утверждены ГКЗ РФ (протокол № 812-дсп от 19.03.2003 г). Утвержденные запасы по пластам месторождения (таблица 2.4.1)составили:
пласт AС5-6 – C1- 1923 тыс. т, C2 – 1316 тыс.т
пласт БС6 – C1 - 4105 тыс. т, C2 - 1562 тыс.т
пласт БС8 – В - 5362 тыс. т
пласт ЮС2 - С2 - 547 тыс. т.
На госбалансе РФ на 01.01.05 г. числятся утвержденные ГКЗ РФ запасы.
В целом по месторождению начальные балансовые запасы
нефти составили
14815 тыс.т, в том числе по категории В - 5362 тыс.т (36.2 %), по категории
С1 - 6028 тыс. т (40.7 %), С2 – 3425 тыс. т (23.1 %).
Распределение запасов нефти по пластам и категориям месторождения представлено на рисунке 2.4.1.
Наибольшие балансовые запасы нефти по промышленным категориям (5362 тыс.т или 36.2 %) содержатся в пласте БС8, который является основным эксплуатационным объектом.
Рисунок 2.4.1 - Распределение балансовых запасов по пластам и категориям Кудринского месторождения
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.