2.2. Свойства пластовых жидкостей и газов

В целях изучения физико-химических свойств нефти и газа на Мамонтовском месторождении проведен большой объем исследований поверхностных и глубинных проб в специализированных лабораториях Главтюменгеологии, институтов Гипротюменнефтегаз, СибНИИНП, производственного объединения «Юганскнефтегаз».

Нефти Мамонтовского месторождения относятся к маловязким, вязкость-3…5мПа*с с незначительным газосодержанием 36-56 м3/сут, давлением насыщения 7,3-9,1Мпа. Нефти сернистые, парафинистые, смолистые. В таблицах 2.1.3-2.1.5 приведены основные физико-химические свойства нефти

Таблица 2.3

Свойства пластовой нефти.

Параметры	Пласты
	А4	А5-6	Б8	Б10	Б11
Давление насыщения газом Рн, кгс/см2	82	76	82	94	92
Газосодержание R м3/т	41,7	42,3	41,5	60,5	60,5
Рабочий газовый фактор при условиях сепарации м3/т	-	32,5	34,4	51,7	48,24
Объемный коэффициент	1,117	1,113	1,099	1,178	1,189
Плотность нефти г/см3	0,824	0,825	0,841	0,799	0,795
Вязкость нефти сП	4,14	4,85	5,14	2,44	2,2
Температура насыщения парафином С0	29,7	29,6	38,5	30,3	30,3

Таблица 2.4

Анализ контрольных проб нефти

Место	Показатели
	Вода %	Хлор мг/л	Соли %	Мех. примеси	Вязкость
УПСВ	2	226	0,03	0,04	16,87
ДНС 7	79	9226	0,97	0,16	18,82

Таблица 2.5

Анализ нефти на газосодержание

Место	Показатели
	Ратм	T,0 С	Vпробы ,мл	Vгаза , мл	Vнефти, мл	Плотность по воздуху
ДНС-7	8	36	375	728	355	1,898
УПСВ	12	34	376	1126	360	1,759

2.3.Особенности геолого-физического строения горизонта бс101-3

Пласт БС₁₀^1-3 является основным объектом горизонта и представлен основной залежью и несколькими локальными поднятиями. Основная за­лежь развита по всей площади месторождения. Тип пластовый оводовый. Размеры составляют 48.5-33.0 км. Средняя отметка ВНК - 2400 м. Струк­тура осложнена несколькими отдельными небольшими поднятиями.

По разрезу в кровельной части пласта (рис 2.2) преимущественно залегают мощные песчаные пропластки, в нижней части - в основном линзовидные прослои песчаников.

По простиранию на северо-западном и на более пологом западном склонах структуры пласт представлен монолитным песчаным телом тол­щиной до 15 м. В южном и юго-западном направлении пласт представлен в основном монолитным песчаником толщиной 6 - 14м. На восточном скло­не пласт БС₁₀^1-3 представляет собой массивное тело. К своду основной Ма-монтовской структуры толщина продуктивного разреза сокращается и со­ставляет 1.2 - 8.0 м.

Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 12.4 м, по различным участкам и зонам изменяясь в пределах от 2 до 48 м. Средняя пористость составляет 21.3 %, проницаемость - 0.2 мкм², изменяясь по различным зо­нам и участкам от 0.055 до 0.550 мкм². Средняя начальная нефтенасыщен-ность - 70.0 %. Средняя расчлененность составляет 4.2, песчанистость - 52.1 %.

Для более детального изучения площадного распределения основ­ных геолого-физических параметров пласта БС₁₀^1-3 и выбора участков, наиболее близких по коллекторским свойствам к пластам БС₁, БС₂₊₃ Усть-Балыкского месторождения, были проанализированы карты начальных нефтенасыщенных толщин, продольные и поперечные геологические про­фили, карты проницаемости, проницаемостной неоднородности и остаточ­ных нефтенасыщенных толщин. Сопоставительный анализ карт и профи­лей позволяет по фильтрационным свойствам выделить три характерных зоны, которые на карте проницаемости обозначены красной лини­ей.

Первая, высокопроницаемая чисто-нефтяная зона охватывает южный и юго-западный склоны структуры и в основном представлена чис-тонефтяной зоной. Отличается максимальными по пласту средней прони­цаемостью (0.394 мкм²), диапазоном ее изменения (от 0 до 1.120 мкм²) и начальной нефтенасыщенностью (71.8 %). Зона характеризуется средними значениями нефтенасыщенных толщин (9.6 м). По геолого-физическим критериям применения МУН данная зона является перспек­тивной, так как характеризуется максимальной по горизонту продуктивно­стью при существенной проницаемостной неоднородности.

Вторая, высокопроницаемая водо-нефтяная зона охватывает се­верный и северо-западный склоны основного поднятия. Зона представлена чередованием ЧНЗ и ВИЗ, характеризуется высоким средним значением проницаемости (0.364 мкм²), а также широким диапазоном ее изменения (от 0 до 1.120 мкм²). Подошвенная водонасыщенная часть, граничащая с Усть-Балыкским месторождением, не выдержана по площади. Подошвен­ная вода встречается в разрезе только отдельных скважин и гидродинами­чески не связана с законтурной зоной, что обуславливает слабое ее влия­ние на показатели разработки и динамику обводнения скважин. Это вместе с относительно низкой проницаемостью нижележащего водонасыщенного БС₁₀^тсп повышает перспективность применения потокоотклоняющих МУН в этой зоне.

Третья, чисто-нефтяная низкопроницаемая зона - вся остальная часть горизонта, расположена в центральной купольной части и на восточ­ном склоне площади, представлена ЧНЗ. Данная зона отличается от пер­вых двух относительно низкими значениями проницаемости продуктивных пород. По данным ГИС средневзвешенная проницаемость по зоне равна 0.111 мкм², т.е. втрое ниже средней проницаемости первых двух зон (табл.2.5). Вместе с тем, на самой купольной части структуры средневзве­шенная проницаемость составляет 0.055 мкм², что ограничивает примене­ние в данной зоне потокоотклоняющих технологий с высокой изолирую­щей способностью.

В табл.2.5 приведены сравнительные данные геолого-физических па­раметров выделенных зон пласта БС₁₀^1-3 и участков применения ПГС «Темпоскрин» на Усть-Балыкском месторождении. Как видно из таблицы, средневзвешенная проницаемость первой и второй зон близка, однако первая отличается от второй более высоким отношением нефтенасыщен-ной толщины пласта к водонасыщенной.

Таблица 2.5

Сопоставление геолого-физических параметров пласта БС₁₀ Мамонтовского месторождения по зонам и участков применения

ПГС «Темпоскрин» Усть-Балыкского месторождения

Показатель	Мамонтовское месторождение (пласт БСю1' )				Усть-Балыкское месторож­дение (пласты БСг+з)
	1 зоназона	2	3	1		2
Эффективная нефтена-сыщенная толщина, м	9.6	10.6	12.7	11.0		11.5
Проницаемость (по дан­ным ГИС), мкм2	0.394	0.364	0.111	0.464		0.538
Нефтенасыщенность, %	71.8	68.0	64.0	73.0		72.0
Пористость, %	22.0	21.9	20.0	22.6		23.0

Из табл. 2.5 следует, что наиболее близкими по средневзвешенной проницаемости являются первая и вторая зоны, а третья зона имеет проницаемость более чем в 4 раза меньшую, чем участки применения ПГС «Темпоскрин». Следовательно, для внедрения технологии применения ПГС «Темпоскрин» с аналогичными результатами (т.е. гарантированным удельным технологическим эффектом) на Мамонтовском месторождении наиболее подходящими являются первая и вторая зоны. Это, однако, не означает бесперспективности применения данной технологии в третьей зоне, а показывает необходимость проведения предварительных опытно-промысловых испытаний. Участки, рекомендованные для проведения ра­бот в 1999-2000 гг. приведены.

Опыт применения потокоотклоняющих технологий на месторожде­ниях ОАО «Юганскнефтегаз» показывает, что для научно-обоснованного выбора участков воздействия и снижения риска инвестирования до мини­мума необходимо учитывать следующие геологические критерии выбора участков воздействия:

• преимуществом обладают участки с повышенной послойной проницаемостной неоднородностью и расчлененностью, как правило характеризующиеся повышенными остаточными линейными запасами;

• преимуществом обладают участки в пределах чисто нефтя­ных зон, отмечаемые по структурной карте, и не испытывающие в процес­се разработки влияния законтурных и подошвенных вод, но при наличии необходимой проницаемости. Опыт показывает, что применение потоко-отклоняющих МУН на водонефтяных зонах в большинстве случаев мало­эффективно. Активная законтурная зона, обычно более проницаемая по­дошвенная водонасыщенная часть пласта и наличие гидродинамической связи с интервалами перфорации при их близком расположении по разрезу обуславливают доминирующую роль подошвенных вод в процессе обвод­нения. Это, в свою очередь, обуславливает отставание выработки пласта от темпа обводнения, с одной стороны, и невозможность технологического регулирования этих процессов с другой;

• при прочих равных условиях преимуществом обладают участ­ки с наилучшими коллекторскими свойствами. Потокоотклоняющие технологии с осадко-гелеобразующим механизмом действия ограниченно применимы на объектах с низкой проницаемостью (менее 0.05-0.07 мкм²). Это связано с технологическими осложнениями при низкой приемистости и возникающей опасностью ухудшения состояния призабойных зон.