Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование		Пласт Д1+Дк
		количество исследованных		диапазон изменения		принятые значения
		скв.	проб
Вязкость динамическая, мПа·с
при 20 °С		12	19		14,14-48,20		19,84
Вязкость кинематическая, мм2/с
при 20 °С		12	19		16,16-54,22		22,65
Температура застывания, °С		4	10		-12-(-30)		-18
Массовое содержание, %	серы	12	19		1,60-3,18		1,90
	смол силикагелевых	4	11		7,30-12,42		9,97
	асфальтенов	4	11		1,97-4,60		3,45
	парафинов	4	11		2,90-5,20		3,70
Температура плавления парафина, °С		4	11		53-69		62
Объёмный выход фракций, %	н.к. – 100 °С	12	18		1-14		7
	до 150 °С	12	18		7-23		15
	до 200 °С	12	18		18-38		25
	до 300 °С	12	18		36-55		43

Воды продуктивных пластов Белозерско-Чубовского месторождения изучались по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных в лабораториях НГДУ «Жигулевкснефть» и Волжского отделения института геологии и разработки горючих ископаемых - ВОИГиРГИ. Сведения о физико-химических свойствах, составе и газосодержании вод по состянию на 1.01.2005 г. представлены в работе [35]. На эту дату было проанализировано свыше 600 проб воды по всем продуктивным горизонтам, кроме пласта Б₀. В течение 2004-2006 г.г. дополнительно исследовались 170 проб попутных вод, из которых для уточнения свойств и состава взято 68 представительских проб по скважинам, раздельно эксплуатирующим пласты А₄, Б₂+Б₃, Д_к и Д₁. При этом результаты анализа показали, что дополнительно полученные сведения существенных изменений в сравнении с данными, представленными ранее, не внесли.

Воды пластов Д_к и Д₁ терригенного девона относятся к высокометаморфизованным рассолам с высокой плотностью и минерализацией. На рассматриваемом месторождении по своим физико-химическим свойствам и компонентному составу воды этих горизонтов неразличимы. Результаты анализа многочисленных представительских проб, отобранных в разные годы разработки месторождения, показали, что воды пластов Д_к и Д₁ характеризуются плотностью 1185-1195 кг/м³, минерализацией 267,4-287,5 г/л, первой соленостью 57,3-61,2 %-экв. От вод среднего и нижнего карбона, а также турнейского яруса они отличаются высоким содержанием кальция (32,3-35,3 г/л), магния (3,53-4,13 г/л) и брома (более 1000мг/л). Воды практически бессульфатны и не содержат сероводород. Газосодержание в скв. 12 на Чубовской площади составляло 0,241 м³/т (пласт Д_к).

В целом, воды всех рассматриваемых пластов Белозерско-Чубовского месторождения по характеристике В.А. Сулина относятся к хлоркальциевому типу. Вязкость их определенная по палеткам, в пластовых условиях вниз по разрезу уменьшается от 1,44 (пласт А₂) до 1,01 (пласт Д₁), объемный коэффициент, соответственно, увеличивается от 1,002 до 1,010. Коэффициент сжимаемости воды уменьшается от 4,37*10^-41/мПа (пласт А₄) до 4,10*10^-4 (пласт Д_к и Д₁), для пластов Б₂ и В₁ он равен 4,30*10^-4 1/мПа.

Комплексное изучение качественного состава подземных вод месторождений Самарской области, в том числе и Белозерско-Чубовского, проведено Волжским отделением института геологии и разработки горючих ископаемых – ВОИГиРГИ .

В таблице 1.6 представлены сведения о содержании полезных компонентов в водах продуктивных пластов А₂, А₄, Б₂, Д_к, Д₁, а также в используемой для заводнения воде фаменского яруса, в сравнении с кондиционным их содержанием. И как видно из таблицы, вода пласта Б₂ некондиционна по всем микрокомпонентам. Воды пластов А₂ и А₄ (последняя в пересчете на плотность 1,16-1,17 г/см³) кондиционны только по брому, содержание которого едва превышает минимальные промышленные концентрации. Наибольший интерес в качестве гидроминерального сырья представляют воды пластов Д_к тиманского (кыновского) и Д₁ пашийского горизонтов, в которых содержание брома и стронция в 5-5,5 и в 4 раза, соответственно, выше кондиционных значений. Однако, залежи нефти пластов Д_к и Д₁ разрабатываются с внутриконтурным заводнением, с применением в качестве вытесняющего агента пресной воды из р. Сок, а для пласта Д_к и некондиционной воды фаменского яруса. Согласно «Требования» ГКЗ СССР от 1982 г., при разработке залежей нефти с искусственным заводнением запасы содержащихся в подземных водах полезных компонентов не подсчитываются в связи с разубоживающим влиянием закачиваемой воды.

Использование вод Белозерско-Чубовское месторождения в теплоэнергетических целях нецелесообразно, так как температура воды самого глубокого пласта Д₁ не превышает 55 ^оС, а на устье скважины за счет теплопотерь она снижается почти вдвое.

Согласно правилам Всемирной организации здравоохранения и Европейского экономического сообщества, эти воды не пригодны как в качестве питьевой, так и для целей ирригации и животноводства.

Таблица 1.7