Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

 

Физико-химические свойства нефтей, свободного и растворенного газа и конденсата по залежам месторождения изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб нефти и газа.

Всего по месторождению выполнено 320 качественных анализов, в том числе 144 анализа по 17 поисково-разведочным и 176 анализов по 41 эксплуатационной скважине.

Свойства нефтей

Пласты группы ПК

Из продуктивных пластов ПК₁₁, ПК₁₃, ПК₁₈, ПК₁₉, ПК₂₀¹, ПК₂₁ отобраны и исследованы 17 поверхностных и 3 глубинные пробы нефти.

По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти изменяется в пределах 0,909-0,939 г./см³. Кинематическая вязкость при 20^ºС составляет 0,9-3,2 см²/c, при 50ºС - 0,2-0,5 см²/c. Содержание серы составляет 0,35-0,72%, парафинов - 1,12-2,57%, температура плавления парафина 50-57º; асфальтенов - 0,35-1,95%, смол селикагелевых - 4,65-11,11%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 10,5-25,0%.

В целом нефть по залежам пластов ПК является тяжелой, смолистой, сернистой с незначительным выходом светлых фракций.

Пласты группы БВ

Залежи продуктивных пластов группы БВ по характеру насыщения объединены в нефтяные и нефтегазоконденсатные.

К нефтяным относятся залежи продуктивных пластов БВ₁₀² и БВ₁₃. Залежь пласта БВ₁₀² охарактеризована 6 поверхностными и 4 глубинными пробами нефтей.

По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти изменяется в пределах 0,842-0,857 г./см³. Кинематическая вязкость составляет при 20ºС 6,82-9,19 см²/c, при 50ºС - 3,45-4,25 см²/c. Содержание серы изменяется в пределах 0,18-0,30%, парафинов 3,63-5,20%, смол селикагелевых 4,08-6,76%, асфальтенов 0,15-0,58%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 45-50%, молекулярный вес достигает 198-204.

По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность в среднем 0,628 г./см³, сепарированная - 0,833 г./см³. Газосодержание составляет 276,63 м³/т, объемный коэффициент 1,73. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,38 мПа·с, усадка 42,2%.

По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,683 г./см³, сепарированной - 0,811 г./см³. Газосодержание равно 230,29 м³/т, объемный коэффициент 1,45. Давление насыщения в среднем составляет 19,4 МПа.

Нефтегазоконденсатные залежи в пластах БВ₉, БВ₁₀¹, БВ₁₁² охарактеризованы 18 поверхностными и 10 глубинными пробами пластовых нефтей.

По результатам исследования поверхностных проб нефть имеет плотность в среднем равную 0,888 г./см³. Кинематическая вязкость при 20ºС составляет 48,77 см²/c, при 50ºС - 13,59 см²/c. Содержание серы равно 0,31%, парафинов -2,38%, смол селикагелевых - 7,23%, асфальтенов - 0,67%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 54%, молекулярный вес достигает 256.

По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность 0,706 г./см³, сепарированная - 0,846 г./см³. Газосодержание составляет 185,75 м³/т, объемный коэффициент 1,44, усадка - 29,91%. Динамическая вязкость пластовой нефти 0,94 мПа·с. По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,730 г./см³, сепарированной 0,833 г./см³. Газосодержание равно 153,79 м³/т, объемный коэффициент - 1,32. Давление насыщения составляет 18,1 МПа.

В целом нефти пластов группы БВ являются малосернистыми, парафинистыми, смолистыми.

Пласты группы АчБВ

В группе ачимовских пластов АчБВ₁₄ - АчБВ₁₉ все залежи, кроме газоконденсатных залежей в пласте АчБВ₁₅¹, являются нефтяными и характеризуются сходством физико-химических свойств нефтей. Всего для залежей нефти приняты для расчетов средних параметров 16 поверхностных и 24 глубинных проб нефти.

По результатам исследования поверхностных проб нефть имеет в среднем плотность 0,828 г./см³. Содержание серы - 0,24%, парафина 3,91%, смол селикагелевых 4,06%, асфальтенов - 0,32%. Выход светлых фракций до 300ºС - 60%.

По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования средняя плотность пластовой нефти - 0,583 г./см³, сепарированной - 0,820 г./см³. Газосодержание - 375 м³/т, объемный коэффициент 1,988, усадка 48,38%, динамическая вязкость пластовой нефти - 0,46 мПа·с.

Таким образом, нефть продуктивных пластов ачимовской толщи является малосернистой, парафинистой, смолистой и относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов.

Горизонт ЮВ₁

Залежи нефти горизонта ЮВ₁ охарактеризованы исследованиями по 56 поверхностным пробам в 49 скважинах и глубинными пробами: 51 при однократном разгазировании (в 31 скважине) и 19 при ступенчатой (13 скважин) сепарации.

Нефть пласта ЮВ₁¹ по результатам исследования поверхностных проб имеет плотность в среднем 0,841 г./см³, кинематическая вязкость при 20ºС составляет 6,87 см²/с, содержание серы в среднем - 0,36%, парафина - 4,64%, смол селикагелевых - 3,60%, асфальтенов - 0,5% и выход светлых фракций до 300ºС - 54,1%.

Нефть является малосернистой, парафинистой, малосмолистой с высоким содержанием светлых фракций.

Нефть пласта ЮВ₁^2-3по результатам исследования поверхностных проб имеет плотность в среднем 0,836 г./см³, кинематическую вязкость при 20ºС - 6,19 см²/с, содержание серы в среднем 0,22%, парафина 5,04%, смол селикагелевых 4,15%, асфальтенов 0,35% и выход светлых фракций до 300ºС - 53,2%.

По результатам исследования глубинных проб нефти способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность 0,642 г./см³, сепарированная - 0,832 г./см³. Газосодержание - 271,54 м³/т, объемный коэффициент - 1,71, усадка - 41,5%. Давление насыщения в среднем в среднем - 20,6 МПа. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,46 мПа·с.

По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,655 г./см³, сепарированной 0,808 г./см³, объемный коэффициент - 1,527, газосодержание равно 240 м³/т.

Пласты группы ЮВ_2-10

Свойства нефтей по этой группе пластов изучены только по пластам ЮВ₂ и ЮВ₁₀.

Залежь пласта ЮВ₂охарактеризована 2 поверхностными пробами, по результатам исследования которых плотность нефти составляет 0,825 г./см³. Кинематическая вязкость при 20ºС равна 8,50 см²/с, при 50ºС - 4,50 см²/с. Содержание серы составляет 0,10%, парафинов - 12,32%, смол селикагелевых - 4,85%, асфальтенов - 0,20%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 45,5%.

По результатам проведенных исследований можно сказать, что нефть залежей продуктивного пласта ЮВ₂ является малосернистой, парафинистой, малосмолистой, по углеводородному составу относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов.

Нефть пласта ЮВ₁₀ худосейской свиты изучена по одной поверхностной и трем глубинным пробам нефти. По результатам исследования поверхностной пробы плотность нефти составляет 0,847 г./см³. Кинематическая вязкость при 50ºС - 5,8 см²/с. Содержание серы равно 0,14%, парафинов - 12,08%, смол селикагелевых - 5,73%, асфальтенов - 0,33%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 44%.

По результатам исследования глубинных проб давление насыщения нефти равно 25,2 МПа, при однократном разгазировании пластовая нефть имеет плотность 0,690 г./см³, сепарированная 0,826 г./см³. Газосодержание составляет 205,87 м³/т, объемный коэффициент 1,44, усадка 30,71. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,83 мПа·с.

По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,690 г./см³, сепарированной - 0,813 г./см³. Газосодержание равно 185,68 м³/т, объемный коэффициент - 1,37.

Компонентный состав пластовой нефти Верхне-Колик-Еганского месторождения представлен в таблице.

 

Таблица 2.1.1. Компонентный состав пластовой нефти

№ скв	Интервал опробования, м	Дата отбора	Рпл,	Тпл,	С о д е р ж а н и е, % мол.										Молекулярная масса, (г/моль)
			МПа	^оС	метана	этана	пропана	изо-бутана	н-бутана	изо-пентна	н-пентана	гек-саны	геп-таны	октаны	дегазир. нефти	плас-товой нефти	остатка
Поисково-разведочные скважины
Пласт ПК19
72	1560-1564	12.88	15.3	47	24.76	0.51	0.15	0.04	0.09	0.11	0.08	С6+в - 74.17			-	209.10	-
Пласт БВ11^2
82	2194-2196	08.88	21.1	65	42.64	2.32	0.26	1.60	0.18	0.73	0.07	С6+в - 52.06			-	116.60	-
Пласт ЮВ1^2-3
72	2478-2485	09.88	24.0	77	42.22	6.61	9.71	2.61	4.20	1.76	1.63	2.151	-	-	163	73	183
		09.88	24.0	77	40.11	6.71	10.01	2.71	4.37	2.08	1.92	2.48	-	-	175	79	198
Эксплуатационные скважины
Пласт Ач
3003	2425-2435	02.96	23.0	71	46.23	5.74	9.51	3.00	4.64	2.12	2.07	4.03	3.16	1.84	174	67	227
Пласт ЮВ1^2-3
432	2557-2564	02.96	25.0	77	27.20	5.30	10.22	3.74	6.01	2.82	2.79	5.97	5.12	3.18	179	101	248
454	2520-2525	02.96	25.0	77	30.86	5.05	9.10	3.06	4.85	2.29	2.29	4.86	4.31	2.72	174	96	222
487	2501-2506	02.96	25.0	77	26.11	4.94	10.23	3.96	6.56	3.35	3.35	7.77	6.30	3.82	180	102	279
491	2498-2505	02.96	25.0	77	29.40	4.86	9.64	3.56	5.82	2.88	2.86	6.07	5.20	3.14	177	98	247
493	2550-2558	02.96	25.0	77	28.67	5.15	10.20	3.85	6.40	3.27	3.26	7.07	6.00	3.62	180	97	274
502	2543-2551	04.94	25.0	77	17.21	5.23	11.47	4.29	7.22	3.52	3.50	7.60	6.52	3.95	179	117	268
514	2531-2548	02.96	25.0	77	26.14	5.42	10.16	3.38	5.39	2.52	2.48	5.40	4.53	2.65	173	102	225
521	2602-2613	02.96	25.0	77	28.25	5.44	9.74	3.31	5.24	2.60	2.46	5.18	4.40	2.63	170	96	220
532	2533-2548	02.96	25.0	77	18.60	4.38	9.59	3.94	6.68	3.37	3.34	7.24	6.21	3.83	172	115	244
539	2502-2512	02.96	25.0	77	26.67	4.87	9.43	3.26	5.15	2.40	2.35	4.96	4.13	2.76	171	102	216
616	2634-2653	02.96	25.0	77	48.74	5.46	9.05	2.93	4.55	2.14	2.08	4.21	3.33	1.97	184	67	249
1123	2520-2529	02.96	25.0	77	41.03	5.08	9.54	3.13	4.69	2.19	2.17	4.50	3.59	2.15	170	76	220

 

 

Систематизируя изменение физико-химических свойств нефтей месторождения по разрезу можно отметить, что нефти продуктивных пластов ПК и АВ отличаются низким содержанием светлых фракций и высокими плотностями, а также малым содержанием парафинов. Эти нефти относятся к смешанному типу с преобладанием нафтеновых углеводородов. По результатам инфракрасной спектрометрии они относятся к 1 группе тяжелых нафтеново-ароматических нефтей. Основную роль в структуре нефти играют ароматические углеводороды; нефть окислена.

Вниз по разрезу отмечается постепенный переход от тяжелых к более легким нефтям, от сернистых к малосернистым, от малопарафинистых к парафинистым. Увеличивается выход светлых фракций.

Нефти валанжин-готерив-барремского и юрского возраста относятся к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов. По результатам инфракрасной спектрометрии они относятся к III группе легких парафинистых нефтей с присутствием легких нафтенов. Значительную роль в структуре нефти играют парафины.