Свойства и состав нефти, газа и воды

На Чутырской площади пробы пластовой нефти были отобраны с 15 объектов, поверхностной нефти с 50 объектов. Пробы газа исследовались с 28 объектов, распределение исследованных объектов по пластам приведено в таб2ице 1.

Таблица 1 Распределение исследованных объектов по пластам

Физико – химические свойства пластовой нефти и газа пластов В – II, B – III. По данным анализа глубинных проб нефти давление насыщения изменяются от 10,80 до 12,04 Мпа, вязкость от 7,0 до 12,56 Мпа, газонасыщенность от 31,22 до 35,94 м³/т.

В газе однократного разгазирования преобладает азот 71,19% мол. Содержание метана не превышает 10,84% мол, этана-(суммарное количество 0,51% мол). Плотность поверхностной нефти равна 883,5 кг/ м³, вязкость- 30,4 мПа.с. Нефть высокосернистая (2,37% масс), парафинистая (4,37% масс), смолистая (14,86% масс). Выход светлых фракций выкипающих до 300 ⁰С – 39,0% об Состав газовой шапки приведен в таблице 2.

Таблица 2 Состав газовой шапки верейской залежи

Залежь пласта А_4. Давление насыщения пластовой нефти 10,45 Мпа. По сравнению с верейской газонасыщенность нефти в данной залежи заметно ниже – 20,90 м³/т. Вязкость нефти в пластовых условиях равна 8,1 мПа с. Газовый фактор при условиях сепарации равен 14,95 м³/т. В компонентном составе газа однократного и многократного разгазирования преобладает азот (43,6 и 43,6% мол. соответственно). Среди углеводородных компонентов высокое содержание имеет метан–пропановая фракция (41,6 и 32,1% мол соответственно).

В связи с тем, что башкирская залежь является основной на Чутырской площади, (нижнекаменноугольные залежи мелкие), для нефтяного газа выделяющегося при сепарации нефти на промысле, характерно почти тоже количественное соотношение газов, которое типично для башкирской залежи. Таким образом, замеры сероводорода в отсепарированном газе показывают следующие концентрации этого газа – 0,115 и 0,0733% мол.

В отсепарированном газе содержится меньше тяжелых углеводородов (пропан + высшие) – 23,702% мол, чем в газе однократного разгазирования – 31,43% мол.. Поверхностная нефть имеет плотность, равную 878,7 кг/м³, вязкость равна 20,3 мПа.с. Нефть сернистая (14,19% масс). Выход светлых фракций выкипающих до 300⁰С – 39,0% об. В составе газовой шапки резко преобладает азот, доля остальных компонентов значительно ниже, данные приведены в таблице 3.

Таблица 3 Состав газовой шапки башкирской залежи

Тульская залежь нефти. Давление насыщения пластовой нефти тульского горизонта равно 8,3 Мпа, газосодержание нефти низкое 8,05 м³/т, вязкость высокая – 39,2 мПа.с. В газе как однократного, так и многократного разгазирования преобладает азот. Среди предельных углеводородов наибольшее содержание в газе имеет пропан (4,72 и 1,617 % мол соответственно). Поверхностная нефть тяжелая (911,3 кг/м³), вязкая (77,3 мПа.с), высокосернистая (3,26% масс), смолистая (21,12% масс). Выход светлых фракций при разгонке нефти до 300⁰С – 28,0% об. Поверхностные свойства данной нефти: плотность – 925 кг м³/, вязкость – 180 мПа. Расчеты, проведенные в соответствии с РД 39-/-282-80 показывают, что нефть данного пласта насыщена парафином в пластовых условиях.

Залежь пласта Турнейского яруса. Пробы пластовой нефти и попутного газа не отбирались. Единственная проба поверхностной нефти была исследована в неполном объеме, поэтому все параметры нефти и газа, как в пластовых, так и в поверхностных условиях были приняты для расчетов по аналогии с соседней Киенгопской площадью. Пластовая нефть турнейского пласта также содержит незначительное количество газа – 5,77 м³/т, как и нефть бобриковского горизонта. Однако давление насыщения ее выше – 7,8 Мпа и меньше вязкость – 33,9 мПа.с.

В газах однократного и многократного разгазирования преобладает азот (95,69 и 97,147% мол. соответственно) отмечено присутствие сероводорода (0,30 и 0,129% мол. соответственно). Поверхностная нефть тяжелая (911,1 кг/м³) и вязкая (63,7 мПа.с.), высокосернистая (3,0% масс), малосернистая (15,55% масс), парафинистая (4,67% масс).

Притоки вод продуктивных отложений Чутырско-Киенгопского месторождения получены при испытании большинства разведочных скважин. Отобранные пробы по всем характеристикам соответствуют пластовым водам, характерным для продуктивных отложений региона.

Воды продуктивных пластов представлены высокоминерализованными рассолами хлоркальциевого типа. Для данного месторождения отмечены следующие тенденции изменения параметров по разрезу: увеличение концентраций кальция и брома, а также соотношений rCa/rMg и (rCl - rNa)/rMg, с глубиной: уменьшение содержания сульфат – иона и йода в том же направлении. По идентичности химического состава пластовых вод в разрезе можно выделить две группы водоносных комплексов – три верхних и четыре нижних. Наиболее показательными параметрами их различия являются содержание кальция, магния, сульфат иона, брома.

Электропроводность пластовых вод определялась с учетом их химического состава. От нижнекамского до рифейско-вендских отложений она снижается от 0,041 до 0,030 Ом.м., а в интервале продуктивных пластов составляет 0,037 – 0,036 Ом.м. Степень насыщения вод сульфатом кальция определялась по методике ВНИИСПТнефть. Расчеты показали, что насыщение рассолов СаSO₄, как правило, ниже предельного для всех продуктивных отложений (кроме турнейских). Поэтому попутные воды верейских, башкирских и яснополянских отложений идентифицируемые как "пластовые", не создают угрозу солеотложения.