1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

Запасы Самотлорского месторождения в настоящее время состоят на балансе двух организаций: ОАО "Самотлорнефтегаз" и ОАО "ТНК-Нижневартовск".

На основании выполненных исследований по состоянию на 01.01.2008 г. в пределах рассматриваемого месторождения установлено 32 продуктивных пласта: ПК₁, ПК₉, ПК₁₁^1а, ПК₁₂¹, ПК₁₂², ПК₁₃, ПК₁₅², AB₁^1-2, AB₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, АВ₆, АВ₇, AB₈, БВ₀¹, БВ₀², БB₁, БB₂, БB₃, БB₄, БB₇¹, БB₇², БВ₈⁰, БВ₈^1-3, БВ₁₀⁰, БВ₁₀^1-2, БВ₁₆, БВ_17-18, БВ₁₉, БВ₂₀, БВ_21-22, ЮВ₁. Из вышеперечисленных пластов ПК₁ залежь чисто газовая, в пластах ПК₉, ПК₁₂², AB₁^1-2, AB₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, AB₈ - газовые шапки.

В данной работе пласты группы ПК не рассматриваются, поскольку не находятся в эксплуатации.

На дату выполнения отчета - 01.01.2014г.- на месторождении пробурено 284 разведочные и 18748 эксплуатационных скважин.

Со времени выполнения и утверждения уточненного проекта разработки Самотлорского месторождения запасы УВ пересматривались три раза.

1. Протокол ГКЗ № 1307-дсп от 20.12.2006г. Рассмотрены и утверждены запасы свободного газа, конденсата и нефти по пластам AB₁^1-2, AB₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, АВ₆, АВ₇, AB₈, БВ₀¹, БВ₀², БB₁, БB₂, БB₃, БB₄, БB₇¹, БB₇², БВ₈⁰, БВ₈^1-3, БВ₁₀⁰, БВ₁₀^1-2, БВ₁₆, БВ_17-18, БВ₁₉, БВ₂₀, БВ_21-22, ЮВ₁.

2. Протокол ФАН №18/124-пр от 21.12.2007г. Рассмотрены и утверждены изменения по запасам нефти и растворенного газа по пластам AB₁^1-2, AB₁³, АВ_2-3, БВ₀¹, БВ₈⁰, БВ₈^1-3, БВ₁₀⁰, БВ₁₀^1-2, ЮВ₁ по результатам проведения сейсмических исследований 3D на двух площадях (Хошской и Усть-Вахской) и эксплуатационного бурения (182 скважины).

3. Протокол ФАН №18/231-пр от 07.04.2008г. Рассмотрены и утверждены изменения по запасам нефти и растворенного газа по пластам AB₁^1-2, AB₁³ (Усть-Вахская площадь, скв. 170П), БВ₁₀^1-2 (Мыхпайская площадь, скв. 1157Е-2) и ЮВ₁ (Мартовская залежь, р-он скважины 39988). По результатам бурения и испытания скважин 170П, 1157Е, 851, 852, а также привлечения ранее не учтенных материалов по вторым стволам скважин 39990-2, 39991-2, 30221-2.

Начальные геологические запасы нефти по месторождению, утвержденные ГКЗ РФ (Протокол №1307 от 20.12.06г., №18/124-пр от 21.12.07г, №18/231-пр от 07.04.2008г) и числящиеся на балансе на 01.01.2008г., составляют:

категория АВС₁ - 7118942 тыс.т,

категория С₂ - 106746 тыс.т.

Запасы растворенного газа составляют:

категория АВС₁ - 516117 млн.м³,

категория С₂ - 7893 млн.м³.

Согласно утвержденным ГКЗ РФ (Протокол №1307.2006) коэффициентам извлечения нефти, извлекаемые запасы нефти составляют:

категория АВС₁ - 3574168 тыс.т,

категория С₂ - 33255 тыс.т.

Извлекаемые запасы растворенного газа составляют:

категория АВС₁ - 260149 млн.м³,

категория С₂ - 2496 млн.м³.

Начальные геологические запасы свободного газа составляют (кат. С₁) - 176332 млн.м³.

Начальные геологические запасы конденсата составляют (кат. С₁) - 22999 тыс.т.

Извлекаемые запасы конденсата составляют (кат. С₁) – 17938 тыс.т

Месторождение находится на поздней стадии эксплуатации. По состоянию на 01.01.2014г. накопленная добыча нефти с начала разработки по месторождению составила 2517409 тыс.т.

Добыча растворенного газа – 183479 млн.м³.

Добыча газа из газовой шапки на 01.01.2014г - 72244 млн.м³.

Добыча конденсата на 01.01.2014г. – 9423 тыс.т.

Состояние запасов нефти на 1.01.2014г. на Самотлорском месторождении (табл.1.1).

Состояние запасов растворенного газа на 1.01.2014 на Самотлорском месторождении (табл. 1.2).

Таблица 1.1 Состояние запасов нефти на 1.01.2014г.

Пласт	Начальные запасы нефти числящиеся на государственном балансе на 01.01.2014г. (утверждены ГКЗ в 2013г), тыс. т								Накоп. добыча нефти на 1.01.14 г. тыс. т		Текущие запасы нефти. тыс. т							Текущий КИН (А+В+С1)
	Геологические			Извлекаемые			КИН (А+В+С1)				геологические			Извлекаемые
	А+В+С1	С2	А+В+С1		С2	В+С1					С2	В+С1		С2
1	2	3	4		5	6		7		8		9	10		11	12
АВ1^1-2	1482895	20505	481943		6664	0.325		97794		1385101		20505	384149		6664	0.066
АВ1^3	947129	11961	449885		5680	0.475		287095		660034		11961	162790		5680	0.303
АВ2-3	1227322	0	589115		0	0.480		456539		770783		0	132576		0	0.372
АВ4-5	1109894	0	618132		0	0.557		508701		601193		0	109431		0	0.458
AB6	5489	13	2526		6	0.460		756		4733		13	1770		6	0.138
АВ7	9677	0	4451		0	0.460		3205		6472		0	1246		0	0.331
AB8	3250	0	1496		0	0.460		639		2611		0	857		0	0.197
БВ0^1	1623	414	447		114	0.275		155		1468		414	292		114	0.095
БВ0^2	800	262	220		72	0.275		216		584		262	4		72	0.269
БВ1	202	89	56		24	0.277		36		166		89	20		24	0.176

Продолжение таблицы 1.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
БВ2	157	206	43	56	0.274	1	156	206	42	56	0.006
БВ3		527		145		0	0	527	0	145
БВ4	180	1571	50	432	0.278	17	163	1571	33	432	0.096
БВ7^1	644	0	211	0	0.328	175	469	0	36	0	0.271
БВ7^2	1436	3774	471	1241	0.328	212	1224	3774	259	1241	0.148
БВ8^0	300396	1873	197661	1233	0.658	129878	170518	1873	67783	1233	0.432
БВ8^1-3	1457914	1761	962071	549	0.660	867294	590620	1764	94777	549	0.595
БВ10^0	89858	489	44031	240	0.490	31531	58327	489	12500	240	0.351
БВ10^1-2	360001	1077	176401	528	0.490	114647	245354	1077	61754	528	0.318
БВ16	1040	7241	222	1550	0.213	135	905	7241	87	1550	0.130
БВ17-18	1411	169	303	35	0.215	30	1381	169	273	35	0.021
БВ19	5991	1668	1282	358	0.214	365	5626	1668	917	358	0.061
БВ20	139	4923	30	1053	0.216	12	127	4923	18	1053	0.088
БВ21-22	15214	33458	3257	7161	0.214	776	14438	33458	2481	7161	0.051
ЮВ1	96280	14762	39864	6114	0.414	17200	79080	14762	22664	6114	0.179
итого	7118942	106746	3574168	33255	0.502	2517409	4601533	106746	1056759	33255	0.354
в т.ч. ОАО «СНГ»	5916732	105305	3052259	32644	0.516	2274955	3641777	105305	777304	32644	0.384
СНГДУ№1	3571109	90254	1860001	27450	0.521	1370478	2200631	90254	489523	27450	0.384
СНГДУ№2	2345623	15051	1192258	5194	0.508	904477	1441146	15051	287781	5194	0.386
в т.ч. ОАО «ТНК-Нижневартовск»	1202210	1441	521909	611	0.434	242454	959756	1441	279455	611	0.202

Таблица 1.2 Состояние запасов растворенного газа на 1.01.2014.

Пласт	Начальные запасы газа числящиеся на государственном балансе на 01.01.2014г. (утверждены ГКЗ в 2013г), млн. м^3					Накоп. добыча раств. газа на 1.01.14 г. млн. м^3		Текущие запасы раств. газа, млн. м^3
	геологические		извлекаемые		геологические			извлекаемые
	А+В+С1	С2	А+В+С1	С2			В+С1		С2	В+С1	С2
1	2	3	4	5	6		7		8	9	10
АВ1^1-2	103802	1435	33739	466	6846		96956		1435	26893	466
АВ1^3	77005	972	36577	462	23341		53664		972	13237	462
АВ2-3	88364	0	42418	0	32871		55493		0	9547	0
АВ4-5	65482	0	36471	0	30013		35469		0	6458	0
AB6	322	1	148	0	45		277		1	103	0
АВ7	571	0	262	0	189		382		0	73	0
AB8	193	0	87	0	38		155		0	49	0
БВ0^1	129	эо	35	9	12		117		30	23	9
БВ0^2	63	22	17	7	17		46		22	0	7

Продолжение таблицы 1.2

1	2	3	4	5	6	7		8	9	10
БВ1	16	6	4	1	э	13		6	1	1
БВ2	12	16		5	0	12		16	3	5
БВ3	0	42	0	11	1	-1		42	-1	11
1	2	3	4	5	6		7	8	9	10
БВ4	14	124	4	35	14		0	124	-10	35
БВ7^1	51	0	17	0	0		51	0	17	0
БВ7^2	114	297	38	92	17		97	297	21	92
БВ8^0	23432	146	15420	97	10131		13301	146	5289	97
БВ8^1-3	113719	137	75006	43	67649		46070	137	7357	43
БВ10^0	6635	36	3252	18	2324		4311	36	928	18
БВ10^1-2	26530	79	13002	40	8449		18081	79	4553	40
БВ16	73	507	15	108	9		64	507	6	108
БВ17-18	98	12	22	2	2		96	12	20	2
БВ19	418	118	88	25	26		392	118	62	25
БВ20	9	344	2	73	1		8	344	1	73
БВ21-22	1065	2342	227	499	54		1011	2342	173	499
ЮВ1	8000	1224	3295	503	1428		6572	1224	1867	503
итого	516117	7893	260149	2496	183479		332638	7893	76671	2496
в т.ч. ОАО «СНГ»	426641	7780	220899	2448	164804		261837	7780	56095	2448
СНГДУ№1	255837	6589	133623	2037	98360		157477	6589	35263	2037
СНГДУ№2	170804	1191	87276	411	66443		104361	1191	20833	411
в т.ч. ОАО «ТНК-Нижневартовск»	89476	113	39250	48	18675		70801	113	20576	48

Для Самотлорского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. Практически во всех случаях по мере уменьшения глубины залегания пластов снижаются пластовые давления и температуры. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового. Всем пластам свойственна одна и та же закономерность изменения свойств пластовых нефтей: от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта снижаются газовые факторы, давление насыщения, возрастает плотность и вязкость нефти.

По классификации ГКЗ РФ нефти Самотлорского месторождения относятся к легким, сернистым, парафинистым, малосмолистым и смолистым. Свойства пластовой нефти Самотлорского месторождения указаны в таблицах 1.3 – 1.6.

Таблица 1.3 – Физико-химические свойства пластовых нефтей продуктивных пластов АВ₁^1-2, АВ₁^з, АВ_2-3 Самотлорского месторождения

Наименование	АВ1^1+2				АВ1^з				АВ2-3
	Кол-во исследованных скважин	Диапазоны изменения	Среднее значение	Кол-во исследованных скважин		Диапазоны изменения	Среднее значение	Кол-во исследованных скважин		Диапазоны изменения	Среднее значение
Пластовое давление, Мпа	17	14-18	16,4	81		13,3-18	16,5	108		14-17	16,4
Пластовая температура, ^оС	16	50-65	60	81		50-70	61	108		57-62	60
Давление насыщения, Мпа	15	6-14	9,7	81		7-14	11,0	108		9-14	11,6
Газосодержание, м^з/т	15	55-114	76	78		51-115	88	108		66-114	85,6
Объемный коэффициент	15	1,18-1,31	1,203	78		1,14-1,30	1,255	108		1,17-1,31	1,244
Плотность нефти, кг/м^з	14	724-812	774	78		720-798	768	108		720-790	753
Вязкость нефти, мПа.с	14	1,3-2,3	1,63	62		1,20-1,99	1,51	78		1,20-2,00	1,55
Коэфф. объемной упругости, (1/МПа).10-4	16	9-22	13,2	65		9-20,6	14,6	85		9-19	15,7
Газ. фактор при условии сепарации, м^з/т	2	68-72	70	26		51-115	81,3	26		55-96	72
Объемный коэфф. при условии сепарации	2	1,15-1,18	1,165	27		1,08-1,21	1,172	26		1,12-1,25	1,190
Плотность нефти при условии сепарации, кг/м^з	2		846	27		820-854	844	26		802-870	843

Таблица 1.4 – Физико-химические свойства пластовых нефтей продуктивных пластов АВ_4-5, АВ_6-8, БВ₇ Самотлорского месторождения

Наименование	АВ4-5			АВ6+8				БВ7
	Кол -во исследованных скважин	Диапазоны изменения	Среднее значение	Кол-во исследованных скважин	Диапазоны изменения	Среднее значение	Кол-во исследованных скважин		Диапазоны изменения	Среднее значение
Пластовое давление, МПа	115	15-18	16,7	5	13-17	16,3	1		-	20,3
Пластовая температура, ^оС	115	57-62	60	5	60-62	61	1		-	83
Газосодержание, м^з/т	115	51-110	76,1	5	60-117	77,8	1		-	70,1
Объемный коэффициент	115	1,15-1,28	1,190	5	1,14-1,29	1,200	1		-	1,260
Плотность нефти, кг/м^з	115	748-798	776	3	750-810	784			-
Вязкость нефти, мПа^.с	90	1,50-2,90	2,19	3	1,00-2,90	2,2	1		-	0 01
Коэфф. объемной упругости, (1/МПа)^.10^-4	91	7-19	12,0	3	12-13	12,8	1		-	13,2
Газовый фактор при условии сепарации, м^з/т	10	41-87	59	-	-	-	1		54-56	55
Объемный коэфф. при условии сепарации	10	1,11-1,24	1,152	-	-	59	1		1,21-1,22	1,216
Плотность нефти при условии сепарации, кг/м^з	10	820-875	849	-	-	-	1		841-843	842

Таблица 1.5 – Физико-химические свойства пластовых нефтей продуктивных пластов БВ₈⁰, БВ₈^1-3, БВ₁₀ Самотлорского месторождения

Наименование	БВ8^о				БВ8^1-3				БВ10
	Кол-во исследованных скважин	Диапазоны изменения	Ср. значение	Кол-во исследованных скважин		Диапазоны изменения	Среднее значение	Кол-во исследованных скважин		Диапазоны изменения	Среднее значение
Пластовое давление, МПа	55	15-22	21,4	159		15-23	21,4	78		17-23	22,4
Пластовая температура, ^оС	55	69-79	71	159		65-79	71	78		65-79	75
Давление насыщения, МПа	55	7-12	10,2	159		6-12	10,2	78		7-11	10,2
Газосодержание, м^з/т	55	71-112	98,9	155		56-115	98,7	77		67-115	92,8
Объемный коэффициент	55	1,19-1,38	1,273	155		1,20-1,37	1,270	77		1,15-1,35	1,268
Плотность нефти, кг/м^з	55	699-799	745	157		694-789	746	76		720-776	742
Вязкость нефти, мПа^.с	137	0,86-2,81	1,25	110		0,82-2,08	1,15	54		0,90-1,55	1,22
Газовый фактор при условии сепарации, м^з/т	8	58-91	78,4	22		45-93	78,2	11		53-93	73,7
Объемный коэфф. при условии сепарации	8	1,14-1,32	1,22	22		1,15-1,32	1,216	11		1,11-1,31	1,214
Плотность нефти при условии сепарации, кг/м^з	8	828-855	840	22		779-886	841	11		821-888	842

Таблица 1.6 – Физико-химические свойства пластовых нефтей продуктивных пластов БВ₁₉, ЮВ₁ Самотлорского месторождения

Диапазон измерения	БВ19				ЮВ1
	Кол-во исслед. скв.	Диапазоны изменения	Ср. знач.	Кол-во исслед. скв.		Диапазоны изменения	Ср. знач.
1	2	3	4	5		6	7
Пластовое давление, МПа	1	-	23,8	20		16-25	24,2
Пластовая температура ^оС	1	-	65	20		70-93	79
Давление насыщения, МПа	1	-	10,1	20		8-11	9,9
Газосодержание, м^з/т	1	-	76,7	16		65-117	94,6
Объемный коэффициент	1	-	1,260	20		1,15-1,38	1,268

Продолжение таблицы 1.6

1	2	3	4	5	6	7
Плотность нефти, кг/м^з	1	-	758	15	709-805	749
Вязкость нефти, мПа*с	1	-	1,09	16	0,80-1,73	1,22
Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)*10^4	1	-	13,0	20	9-21	13,0
Газ. фактор при условии сепарации, м^з/т	1	-	70,0	14	61-96	82,9
Объемный коэфф. при условии сепарации., кг/м^з	1	-	1.149	14	1,16-1,35	1,230
Плотность нефти при условии сепарации, кг/м^з	1	-	835	14	823-840	831

По данным однократного разгазирования газосодержание меняется от 75 м³/т по пласту АВ_4-5 до 96,6 м³/т по пласту ЮВ₁, плотность пластовой нефти от 730 кг/м³ по ачимовской пачке до 774 кг/м³ по пласту АВ₁¹⁺², объемный коэффициент от 1,190 по пласту АВ_4-5 до 1,273 по пласту БВ₈⁰, вязкость пластовой нефти от 1,14 мПа*с по пласту БВ₁₀ до 2,15 мПа*с по пласту АВ_4-5.

По данным ступенчатого разгазирования плотность сепарированной нефти варьирует от 831 кг/м³ по пласту ЮВ₁ до 849 кг/м³ по пласту АВ_4-5, газосодержание от 59 м³/т по пласту АВ_4-5 до 82,9 м³/т по пласту ЮВ₁, объемный коэффициент от 1,152 по пласту АВ_4-5 до 1,213 по пласту ЮВ₁.

Молярная масса пластовой нефти изменяется от 180 кг/кмоль по пласту ЮВ₁ до 201 кг/кмоль по пласту АВ_4-5. Нефти всех продуктивных объектов месторождения довольно близки по составу: молярная доля метана в них варьирует от 27 до 34% при характерном преобладании нормальных углеводородов над изомерами, содержание легких углеводородов состава С1-С5, растворенных в разгазированной нефти, изменяется от 7,8 до 12,7%

По своим физико-химическим свойствам и составу заметно отличаются разгазированные нефти горизонта АВ_4-5, для них характерно преобладание изомеров над нормальными углеводородами, а содержание их легкой части значительно меньше и составляет 4,43%.

В поверхностных условиях средняя величина плотности сепарированной нефти изменяется от 841 кг/м³ по пласту ЮВ₁ до 882 кг/м³ по пласту АВ_4-5, средняя вязкость сепарированной нефти при 20^оС – от 5,7 мм²/.c по пласту БВ₁₀ до 18,2 мм²/.c по пласту АВ_4-5. Среднее содержание серы изменяется от 0,6% по пласту ЮВ₁ до 1,9% по пласту АВ_4-5, парафина – от 1,9% по пласту АВ_4-5 до 3,8% по пласту БВ₈^1-3, смол селикагелевых - от 3,4 % по пласту ЮВ₁ до 6,4% по пласту АВ_4-5. Выход фракций до +300^оС – от 42,8% по пласту АВ_4-5 до 55,6% по пласту ЮВ₁.

По всем этим показателям нефти Самотлорского месторождения являются типичными для нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Приобья.

Шифр технологической классификации нефтей продуктивных объектов Самотлорского месторождения II.П2.Т1.

Нефтяной газ стандартной сепарации жирный, метанового состава – среднее содержание СН4 изменяется от 62,78% (БВ₈) до 86,90% (АВ_4-5), с низким содержанием азота (менее 4%) и углекислого газа (менее 1,5%), сероводород отсутствует. По этим и головным компонентам газ, растворенный в нефти горизонта АВ_4-5, заметно отличается от других продуктивных объектов. Прежде всего он более метановый и менее азотистый (содержание N2 составляет 0 – 0,49%), содержит этан в некондиционных количествах, т.е. менее 3,0%, существенно меньше в нем концентрации пропана и бутана.

Газ газовой шапки горизонтов группы АВ_1-5 по результатам исследования проб, отобранных в 1969-1974 гг., является сухим и имеет метановый состав (содержание СН4 более 92%), его плотность изменяется от 0,707 до 0,751 кг/м³, составляя в среднем 0,730 кг/ м³, молекулярная масса – от 17,01 до 18,06 при среднем значении 17,57 кг/кмоль. Головные компоненты в рассматриваемом газе содержатся в некондиционных количествах.

Свойства пластовой воды показаны в табл.1.7.

Таблица 1.7 – Свойства пластовой воды

№	Свойства воды	АВ1-3	АВ2-3	АВ4-5	БВ10	БВ8
1	Предельное газосодержание, м^3/т	2,22	2,12	2,14	2,44	2,43
2	Объемный коэффициент	1,012	1,008	1,008	1,016	1,016
3	Вязкость в пластовых условиях, спз	0,51	0,51	0,51	0,43	0,44
4	Общая минерализация, г/л	19,3	25	25,6	29	27,4
5	Плотность в поверхностных условиях, г/см^3	1,014	1,015	1,015	1,02	1,018
6	Плотность в пластовых условиях, г/см^3	1,014	1,008	1,009	1,004	1,004

Руководитель: Дунаев С.А. 32