Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
Изучение физико- химических свойств пластовых и поверхностных проб нефтей залежи N 9 бобриковского горизонта и растворенных в нефти газов проводилось в 1957-1989годах в ТатНИПИнефть, ЦНИПРах НГДУ.
В компонентном и фракционном составах нефтей аномальных отклонений не обнаружено.
В составе нефтяного газа залежи в значительном количестве (19,5%) присутствует азот, отмечается также сероводород (таблица 2).
Таблица 2
Наименование |
Газ, выделившийся из нефти при однократном разгазировании в стандартных усл., ср. значение |
Пластовая нефть ср. значение |
1. Сероводород |
0.9 |
--- |
2. Углекислый газ |
1.4 |
--- |
3. Азот |
19.5 |
--- |
4. Метан |
22.6 |
0.02 |
5. Этан |
19.6 |
0.03 |
6. Пропан |
20.0 |
0.17 |
7. Изобутан |
5.4 |
0.11 |
8. Н. бутан |
4.6 |
0.33 |
9. Изопентан |
1.6 |
0.49 |
10. Н. пентан |
2.0 |
0.51 |
11. Гексан |
1.1 |
1.82 |
12. Гептан+высшие |
0.4 |
96.5 |
13. Гелий |
0.12 |
--- |
14. Плотность газа при ст. условиях |
1.3302-1.4415 |
|
По содержанию серы (2,9%), смол (23,6%) и парафина (3,6%) нефти залежи N 9 классифицируются как высокосернистые, смолистые, и парафинистые ( ГОСТ 912-66 ) (таблица 3).
Таблица
3
Наименование |
Ед. измерения |
Ср. значение |
1.Температура застывания С |
С |
57.0 |
2. Содержание Серы |
% весовые |
2.9 |
3. Содержание Смол |
% весовые |
--- |
4. Содержание Селикогелиевых |
% весовые |
23.6 |
5. Содержание Асфальтенов |
% весовые |
2.4 |
6. Содержание Парафинов |
% весовые |
3.6 |
К настоящему времени выделено 9 гидрогеологических комплексов. Основой для их выделения являются: литология водовмещающих пород, степень гидродинамической связи горизонтов, условия циркуляции вод, водообильность отложений, газовый и минеральный состав вод.
Пластовые воды данково-лебедянского горизонта по классификации А. Сулина относятся к хлор- кальциевому типу и имеют плотность- 1155-1174 кг/м3.Пластовые воды кизеловского горизонта по А.Сулину относятся к хлор- кальциевому типу.
По химическому составу пластовые воды бобриковского горизонта относятся к хлоридно- натриевому типу. Общая минерализация колеблется в пределах 211-245 кг/м3. Плотность воды составляет 2243-1177 кг/м3. Из микрокомпонентов в водах бобриковского горизонта присутствуют (в мг/л): йод- 4-9, бром- 305-486, бор- 14-52, аммоний- 150-183. Растворенный в пластовых водах газ, по данным ТатНИПИнефть, имеет преимущественно азотный состав: азот 97,9%, метан- 1,4%, этан- 0,3 %, углекислый газ- 0,4%. Газосодержание 0,04-0,09 м3/т. Вязкость пластовых вод в среднем 1,63 МПа с.
Водоносный горизонттерригенного девона приурочены к песчано-алеврролитовым пластам,разделенными глинистыми и глинисто-карбонатными водоупорами .Однако разделы между пластами не выдержаны,поэтому вся часть девона представляет собой единый гидрогеологический резервуар,в котором физико-химические свойства подземных вод сходны.По минеральному составу они принадлежат к хлоркальциевому типу . По газовому составу подземные воды терригенного девона азотно-метановые.
По
данным Герасимова в естественных
условиях подземные воды характеризуются
отсутствием сероводорода .
Подземные воды карбона отличаются от вод терригенного девона меньшей минерализацией,меньшим содержания кальция,большим содержанием сульфатов и гидрокарбонатов.
В газовом составе преобладает азот до 75 % по объему метан –8,7 % углекислый газ –2,6% .
В разрезе бобриковского горизонта водонасыщенными являются песчано- алевролитовые породы. Дебит скважин составляет от 18м/сут до 100м/сут при понижении динамического уровня до 205-290м от устья. Cтатический уровень устанавливается на абсолютной отметке 20-40м.Время восстановления уровня находится в пределах от 2-3 часов до 2-3 суток и более.
По химическому составу подземные воды залежи N 9 относятся к хлор- кальциевому типу (по В.А.Сулину).Общая минерализация составляет 208-244г/л.Cодержание основных компонентов: кальция 6-16г/л, магния 2-5г/л, сульфатов 0,01-1,8г/л, хлоридов 127-162г/л, гидрокарбонатов 0,01-0,73г/л. Из микрокомпонентов в воде обнаружены: йод 4-10мг/л, бром 218-320мг/л, барий около 150мг/л, стронций 270мг/л. Наибольшее содержание йода и брома в подземных водах зафиксировано на севере залежи (йода 8-10мг/л, брома 310-320мг/л). Плотность воды 1,14-1,17г/см,вязкость 1,50-1,69спз, температура 21,5 С. Присутствует растворенный в воде сероводород 120мг/л. Упругость газа от 29 до 50,5 атм.
Таблица 4
Наименование |
Ед. измерения |
Ср. значение |
1. Вязкость |
МПа*с |
1.6685 |
2. Плотность |
г/см3 |
1.605 |
3. Содержание Cl |
мг экв/л |
142356/782.7 |
4. Содержание SO4 |
мг экв/л |
854.3/3.68 |
5. Содержание HCO3 |
мг экв/л |
7/0.1475 |
В
процессе разработки в связи со смешиванием
и взаимодействием между собой пластовой
и закачиваемой вод, а также с нефтью и
растворенным в 
ней
газом, происходит изменение минерального,
микрокомпонентного, газового состава,
физико-химических свойств пластовой и
закачиваемой вод.
Изменение естественных гидрогеологических условий, влияющих на процесс вытеснения нефти и на величину конечной нефтеотдачи продуктивных пластов, необходимо учитывать в процессе разработки залежи.