Физико-химические свойства нефти, газа, воды

Состав и свойства нефтей и растворимых в них газов продуктивных пластов изучены по анализам поверхностных и глубинных проб нефти.

Глубинные пробы отбирались в процессе бурения при опробовании скважин и с глубины интервала перфорации в начальный, безводный период эксплуатации скважин.

Свойства пластовой нефти

Физико-химические свойства нефти пачки Скш2 изучались по двум кондиционным пробам из двух скважин (скв. 63 и 64).

Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Свойства пластовой нефти

Наименование параметра	Численное            значение
	диапазон значений	принятое значение
Пластовое давление, МПа	7,5-8,8	8,2
Пластовая температура, ^оС	22,0-22,0	22,0
Давление насыщения, МПа	3,2-3,6	3,4
Газосодержание, м^3/т	12,5-13,0	12,8
Плотность в условиях пласта, кг/м^3	865,0-873,0	869,0
Вязкость в условиях пласта, мПа∙с	10,1-12,0	11,05
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа∙10^-4	6,2-6,4	6,3
Объемный коэффициент, д.ед.	1,026-1,026	1,026
Плотность нефтяного газа, кг/м^3, при 20 ^оС:
- при однократном (стандартном) разгазировании	1,389-1,423	1,406
Плотность дегазированной нефти, кг/м^3, при 20 ^оС
- при однократном (стандартном) разгазировании	868,0-875,0	872,0

Среднее значение плотности нефти в пластовых условиях составляет 0,869 г/см³, вязкость равна 11,05 мПа∙с. Газосодержание 12,8 м³/т, объемный коэффициент 1,026. Давление насыщения составляет 3,4 МПа. Нефть тяжелая, повышенной вязкости.

Свойства и состав поверхностной нефти

Нефти продуктивных пачек каширского горизонта изучены: по 15 пробам из пачки Скш2 и по шести пробам из пачки Скш4.

Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях приведены в таблице 1.3, компонентный состав нефтяного газа – в таблице 1.4.

 

Таблица 1.3 - Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях

Наименование параметра	Диапазон значений	Среднее значение
Плотность при 20^оС, кг/м^3	856,0-908,0	891,0
Вязкость, мПа∙с
при 20^оС	9,45-49,4	32,72
при 50^оС	-	-
Молярная масса, г/моль	196,0-202,0	199,0
Массовое содержание, %
серы	1,1-3,29	2,31
смол силикагелевых	15,3-39,5	25,38
асфальтенов	3,20-6,59	4,98
парафинов	1,13-5,8	3,62
воды	0,03-1,5	0,72
Температура плавления парафина, ^оС	56,0-67,0	59
Температура начала кипения, ^оС	47,0-135,0	81,57
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 200^оС	11,0-41,0	20,67
до 300 ^оС	21,0-45,0	31,86

 

Таблица 1.4 - Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра	Значение
	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях		пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть
Молярная концентрация компонентов, %моль
сероводород	1,09	-	0,105
двуокись углерода	3,44	-	0,38
азот+редкие	18,96	-	2,09
в т.ч. гелий	0,048	-	-
метан	2,74	-	0,28
этан	26,05	0,75	3,59
пропан	24,88	3,20	5,58
изобутан	7,49	2,31	2,88
норм.бутан	9,14	4,71	5,21
изопентан	3,15	4,11	4,00
норм.пентан	1,66	3,13	2,96
гексаны	1,224	5,48	5,01
гептаны	0,18	-	0,03
октаны	-	-	-
остаток С9+	-	76,31	67,91
Молекулярная масса	40,5	-	199
Плотность
газа, кг/м^3	1,406	-	-
газа относительная (по воздуху), д.ед.	1,167	-	-
нефти, кг/м^3	-	872,0	869,0

 

Плотность нефти по пачкам равна 0,891 и 0,884 г/см³, вязкость – 32,72 и 17,57 мПа∙с соответственно. Содержание серы изменяется от 1,74 (пачка Cкш4) до 2,31 % (пачка Cкш2), парафина - от 3,34 (пачка Cкш4) до 3,62 % (пачка Cкш2), смол от 24,83 % (пачка Cкш4) до 25,38 % (пачка Cкш2).

По содержанию серы, силикагелевых смол и парафина нефти классифицируются как сернистые и высокосернистые, смолистые, парафинистые.

Запасы нефти, газа, КИН (утвержденное текущее и конечное значения)

По состоянию на 2018 г. на государственном балансе числятся запасы нефти Игровского месторождения в количестве:

- по категории АВС₁ геологических запасов - 93662 тыс.т, извлекаемых запасов 34982 тыс.т.

- по категории С₂ геологических запасов - 8373 тыс.т, извлекаемых запасов 1755 тыс.т.

Сведения о начальных геологических запасах нефти по пластам и месторождению в целом приведены в таблице 1.5.

 

Таблица 1.5 - Состояние запасов нефти на 2018 г

Объекты, месторождение в целом	Запасы нефти на государственном балансе, тыс.т					Текущие запасы нефти, тыс.т
	геологические		извлекаемые		КИН С1/С2	геологические		извлекаемые		Текущий КИН
	А+В+С1	С2	А+В+С1	С2		А+В+С1	С2	А+В+С1	С2
СКВ	5720	5803	936	992	0,164/0,171	10736	1991	2241	438	0,066
СКН	23487	323	8206	112	0,349/0,347	16611	625	2699	121	0,309
ТТНК	63422	1231	25684	499	0,405/0,405	40840	568	5141	234	0,330
СТ	1033	1016	156	152	0,151/0,150	1166	492	343	148	0,067
Всего по месторождению	93662	8373	34982	1755	0,373/0,210	69353	3676	10424	941	0,290

 

Текущий КИН составляет 0,290 при проектном 0,373.