Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Изучение глубинных и поверхностных проб нефти, растворенного газа и воды выполнялись в лабораториях ПГО «Удмуртгеология».

Свойства нефти Турнейского яруса изучены по 10 глубинным пробам из 3 скважин и по 6 поверхностным пробам из 4 скважин. Плотность нефти в стандартных условиях изменяется от 0,9154 г/см³ до 0,919 г/см³, составляя в среднем 0,918 г/см³. Нефть высоковязкая, вязкость нефти в пластовых условиях колеблется от 55,7 мПа·с до 74 мПа·с, составляя в среднем 64,9 мПа·с. При 20⁰С вязкость разгазированной нефти составляет в среднем 163,28 мм²/с. Содержание светлых фракций составляет в среднем 28-36%, асфальтенов-6,19%. Нефть высокосернистая -2,85%, парафинистая-3,1 %, высокосмолистая – 28,27 %. Давление насыщения нефти газом по залежи изменяется от 3,24 до 4,08 МПа, газонасыщенность от 7,19 до 9,39 м³/т, объемный коэффициент составляет 1,024.

По компонентному составу газ, выделившейся из нефти, относится к азотно-углеводородному типу. Содержание азота - при однократном разгазировании составляет 49,51 %. Среди углеводородов преобладает пропан 17,69 %. Концентрация гелия 0,06%.

Глубинные пробы нефти Яснополянского надгоризонта отобраны из 5 скважин (43 пробы). Давление насыщения нефти газом по пластам изменяется незначительно от 4,1 МПа в пластах C₁-V+IV до 4,54 МПа в пласте С₁-III. Плотность нефти в стандартных условиях в среднем изменяется от 0,8821 г/см³ до 0,8872 г/см³ , вязкость в пластовых условиях в среднем составляет 23,5 мПа· с, газонасыщенность изменяется от 9,748 м³/т до 10,04 м³ /т.

Поверхностные пробы нефти были отобраны из 5 скважин (29 проб). Нефти пластов высокосернистые (от 2,82 до 3,25%), парафинистые (от 3,18 % до 3,53 %), смолистые (от 23,28 % до 25,54 %). Содержание асфальтенов по пластам изменяется (от 5,86 % до 6,02 %). Выход светлых фракций при 300⁰С в среднем составляет 36,79%.

По компонентному составу газ, выделившийся из нефти, отобранной из пласта С₁-Ш, относится к азотно-углеводородному типу. Содержание азота при однократном разгазировании составляет 50,01%. Среди углеводородов преобладает пропан 18,23%. Концентрация гелия 0,05%.

Нефть верейского горизонта изучена по 21 глубинной пробе из 3 скважин. Глубинные пробы отобраны из пластов В-II и В-0+I. Давление насыщения нефти газом изменяется от 4,09 МПа по пласту В-II до 4,13 МПа по пласту В-0+I. Диапазон изменения газосодержания по залежи-15,0-19,6 м³/т, среднее значение –16,6 м³/т. Вязкость пластовой нефти по пластам изменяется не значительно: от 14,9 мПа·с по пласту В-II до 15,9 мПа·с по пласту В-III.

Отобрано 14 поверхностных проб из 5 скважин. Свойства нефти по пластам изменяются не значительно. Нефть смолистая 22,2%, высокосернистая 2,06%, парафинистая 3,49%. Плотность нефти в поверхностных условиях по пластам изменяется от 0,881 г/см³ до 0,883 г/см³ и в среднем составляет 0,8815 г/см³. При температуре 20^оС вязкость нефти изменяется от 24,51 мм² /с до 35,2 мм²/с.

Объемный выход фракций при 300^оС составляет 40,5 %

Содержание азота в газе составляет 29,1%, гелия-0,023 %. Среди предельных углеводородов преобладает пропан 25,05% и этан 14,06%. Относительная плотность газа по воздуху составляет 1,3816.

Отбор глубинных проб нефти Каширского горизонта был проведен в 2 скважинах (7проб). Давление насыщения нефти газом колеблется в пределах 3,53 - 5 МПа, среднее значение – 4,32 МПа. Газонасыщенность изменяется от 15,091 м³/т до 23,546 м³/т, среднее значение 18,699 м³/т. Вязкость пластовой нефти колеблется от 11 до 12,8 мПа·с, среднее значение -11,6 мПа·с.

Поверхностные пробы нефти отобраны из 3 скважин (5 проб). Плотность нефти изменяется от 0,8763 до 0,8884 г/см³, составляя в среднем 0,883 г/см³. Диапазон изменения вязкости при температуре 20 ^оС от 25,29 мПа·с до 33,3 мПа·с, при среднем значении 27,4 мПа·с.

Выход светлых фракций при нагревании нефти до 300^оС составляет 40-42%. По фракционному составу нефть является высокосернистой (2,11-2,65%), смолистой (17,95-24,56%) и парафинистой (3,06-4,74%). Содержание асфальтенов в нефти составляет (3,06-4,64 %).

Газ, выделившийся, при однократном разгазировании пластовой нефти, относится к азотно-углеводородному типу. Содержание азота в газе равно 29,6%. Среди предельных углеводородов преобладает пропан 25,46 % и этан 15,86%. Содержание гелия в газе -0,02 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,3488.

Всего в пределах Котовского месторождения было проанализировано 48 проб пластовой воды.

Пластовые воды турнейских, яснополянских, верейских и каширо-подольских отложений являются рассолами хлоркальциевого типа.

Вязкость подземных вод в пластовых условиях оценивалась по формулам А. Г. Соколова, в среднем составляет 1,471 мПа·с с учетом плотности этих рассолов 1,171 г/см³ и геотермических условий в каждом из нефтеносных комплексов. Температура подземных вод каширо-подольского комплекса изменяется от 19 до 28^оС.

Общая минерализация вод яснополянского надгоризонта достигает 266 г/л. Удельный вес пластовой воды около 1,18 г/см³.В составе вод преобладают хлориды щелочей (около 70-80 %). Воды малосульфатные, содержание гидрокарбонатов 4,0 мг/л. В отдельных пробах отмечено аномально высокое содержание брома, до 129 мг/л. Воды хлоркальциевого типа.

По результатам анализов нефть Котовского месторождения высокосернистая 3,02 %, парафинистая, выход светлых фракций довольно высокий до 46 %. Возможно, содержание серы завышено из-за несовершенства применявшейся методики. По аналогии с нефтью Вятского месторождения нефть Котовского месторождения может быть использована для производства компонентов автомобильного бензина, топлива ТС-1, Т-2, дизельного летнего, масел ИС-20, МС-20, битумов марок БН-3 и БН-5.

Свойства нефти, воды и газа в пластовых условиях представлены в таблице 1

Геологический профиль показан на рисунке 2

Рис. 2 - Геологический профиль продуктивных отложений Яснополянского надгоризонта Котовского месторождения

Таблица 1 Свойства нефти, воды и газа