2.4 Свойства пластовых жидкостей и газов.

Свойство пластовой нефти и растворенного газа Малобалыкского месторождения изучались по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в аккредитованных лабораториях геолого-тематической партии подсчета запасов нефти ОАО "Юганскнефтегаз", лабораториях СибНИИНП, Главтюменьгеологии и Научно-аналитического Центра рационального недропользования ХМАО.

При испытании скважин Малобалыкского месторождения производился отбор поверхностных и глубинных проб нефти.

Поверхностные пробы разгазированной нефти отбирались с устья скважин в чистые бутылки и документировались. Отбор глубинных проб производится после исследования скважин на различных режимах с тем, чтобы выбрать оптимальные условия отбора проб. Глубинные пробы отбирались при забойных давлениях, превышающих давление насыщения, при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном (жидком) состоянии (с минимальной депрессией). Необходимая длительность работы скважины определяется по стабилизации пластовых и забойных давлений. Глубинные пробы (не менее трех из одной скважины) отбирались пробоотборниками типа ВПП-300 и ПД-3М с обязательным замером пластовой температуры и пластового давления, а также глубины отбора пробы, давления на глубине отбора и на устье скважины. Глубина отбора выбиралась с расчетом, чтобы забойное давление значительно превышало давление насыщения, и составляла от 1700 м и до 2500м. Основным критерием оценки качества глубинных проб является сопоставимость по физическим характеристикам параллельно отобранных проб. К низкокачественным относятся пробы, данные которых значительно отличаются от средних величин рассматриваемой выборки.

Свойства глубинных проб нефти определялись на стандартной аппаратуре высокого давления типа УИПН и АСМ-300 по действующим Государственным стандартам и типовым методикам, приведенным в ГОСТ 39-112-80 с использованием СТО 51.00.021-84. Использовались метод однократного (стандартного) разгазирования нефти, также нефтяного газа определялся методом газожидкостной хроматографии. Определение углеводородов С₁-С₆ в нефтяном газе и разгазированной нефти проводилось на хроматографах ЛХМ-80, «Хром -5» и «Хьюлетт-Паккард 5890» с использованием детектора по теплопроводности с газом-носителем гелием. Технологические характеристики разгазированной нефти определены расчетным методом.

Физико-химические свойства пластовых нефтей Малобалыкского месторождения определены по нефтеносным пластам АС₄, БС₂, БС₈ и ачимовской толще. Достаточно полно охарактеризованы поверхностными и глубинными пробами нефти только пласты БС₈ и АС₄, глубинные пробы газа отобраны только из пласта БС₈. Остальные пласты, ввиду затруднительного отбора проб, охарактеризованы только поверхностными пробами. Поэтому

подсчетные параметры, характеризующие свойства нефти и растворенного газа

содеожащиеся в ачимовских отложениях, были приняты по аналогии с Усть-Балыкским месторождением.

Как указывается в проекте пробной эксплуатации, характер изменение характеристик физических свойств нефтей Малобалыкского месторождения типичен для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. Пластовое давление и температура снижаются по мере уменьшения глубины залегания пластов. Нефти недонасыщены газом, давление насыщения значительно ниже пластового.

В пределах залежей свойства нефтей изменяется закономерно: от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта газовые факторы и давление насыщения и снижаются, плотность, вязкость нефти возрастают.

Давление насыщения изменяется в пределах от 7,3 до 9,7 МПа. Газовый фактор пласта АС₄ как при условиях однократной сепарации, так и при условиях дифференциальной сепарации существенно ниже, чем для других описываемых горизонтов. Объемные коэффициенты пластовой нефти при однократной сепарации для пластов АС₄ и БС₈ достаточно близки – 1.120 и 1.126. Значение объемного коэффициента пластовой нефти при дифференциальной сепарации максимально для ачимовской пачки – 1.159, для остальных пластов данный параметр находится в интервале от 1.092 до 1.100. Плотности пластовых нефтей изменяются от 784 до 821.5 кг/м³. более высокое газосодержание нефтей ачимовской пачки обуславливает снижение значения вязкости (1,24 мПа*с) по сравнению с нефтями остальных пластов (от 2,25 до 4,62 мПа*с).

Молярная доля метана в пластовой нефти меняется в пределах от 19,68 до 23,85%, молекулярная масса нефтей – от 175.32 до 210.88. Концентрация углеводородов нормального строения существенно превышает концентрацию их изомеров, что характерно для нефтяных залежей с низкой степенью биодеградации. Для газа также наблюдается некоторое превышение количества углеводородов нормального строения над изомерами. Отношение содержания этана к пропану в газе, выделяющимся при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях, для обоих пластов меньше единицы, что характеризует их как нефтяные залежи. Нефтяной газ обоих пластов жирный. Молярная доля метана 76,32 и 78,59%.

Дегазированные нефти пластов описываемых пластов западно-Малобалыкского месторождения легкие (от 785 до 821 кг/м³), смолистые (от 7,16 до 9,87%), парафинистые (от 2,22 до 2,44%), сернистые (от 1,35 до 1,46%). Нефти маловязкие: средние значения вязкости нефти по пластам меняются в пределах от 1,24 до 4,62 мПа с. Зависимость нефти от давления исследована лишь для пласта БС₈. Шифр технологической классификации нефтей – ПТ₁П₂.

Согласно классификации природных вод по В.А.Сулину, воды продуктивных пластов АС₄, ачимовской пачки, БС₂, БС₈ относятся к хлоркальциевому типу, группе хлоридных, классу S₁, подгруппе кальциевых. Для вод указанных пластов соблюдаются соотношения:

r(Na⁺ + K⁺) / (rCl^-) 1

[(r Cl^-) – r(Na⁺ + K⁺)] / (r Mg⁺) 1

(r SO₄^2-) / (r Cl^-) 1.

Для пласта АС₄ и ачимовской пачки выполняется соотношение (r Cl²⁺) / (r Mg⁺) 1, что соответствует подгруппе кальциевых вод.

Для пластов БС₂, БС₈ наблюдается зависимость (r Cl²⁺) / (r Mg⁺) 1 и воды этих горизонтов относятся к подгруппе магниевых. Все воды бессульфатные, слабощелочные.

Уровень общей минерализации платовых вод находится в пределах от 8,9 до 18,3 г/л. В результате обводнения пласта и нарушения первоначальных условий при эксплуатации месторождения возможно отложение солей в системе пласт-скважина-сборный трубопровод. Необходимо предусмотреть применение.