3. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капилярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5.

Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 “Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений”.

Нефть терригенного девона сернистая, парафиновая, смолистая. Средние значения основных параметров нефти по горизонтам характеризуются следующими величинами: давление насыщения – по кыновскому 2,8МПа и по пашийскому - 2,6МПа, газосодержание - 39,9м³/т и 40,2м³/т, объемный коэффициент при однократном разгазировании - 1,16 и 1,162, вязкость составляет 3,2мПас и 3,1мПас.

Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность кыновской пластовой нефти равна 820,0кг/м³, пашийской - 823,0кг/м³; сепарированной кыновской 892 кг/м³, пашийской – 897,8кг/м³.

Свойства нефти и пластовой воды приведены в таблице 3.1. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти приведены в таблице 3.2.

Наименование	Кыновский горизонт								Пашийский горизонт							Бобриковский горизонт
	Кол-во				Диапазон изменения		Ср. зн-е		Кол-во			Диапазон изменения		Ср. зн-е		Кол-во			Диапазон изменения	Ср. зн-е
	скв-н		проб						скв-н		проб					скв-н		проб
Нефть
Давление насыщения газом, МПа	7		15		2.36 - 3.50	2.8			28		59	2.40-3.6		2.9		17		21	2.30–4.60	3.67
Газосодержание, при однократном разгазировании, м3/т	7		15		35,52 - 50,33	39.9			28		59	40.21-55.42		40.2		17		21	10.23-25.14	17.24
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, д. ед.	7		15		0.82-1,53	1.16			28		59	0.75-1.20		1.19		17		21	1.03-1.08	1.05
Объемный к-т при диф-ом разгаз-нии в раб. усл., доли ед.	7		15		0,91 – 1,64	1.15			28		59	0.85-1.22		1.18		17		21	1.02-1.07	1.04
Плотность, кг/м3	7		15		805 - 898	892			28		59	800-895		893.3		17		21	900-911	905
Вязкость, мПа*с	7		15		31.1 – 35.4	32			28		59	32.0-35.21		33.23		17		21	14.81-42.72	38.62
Пластовая вода
Объемный коэффициент, доли ед.		-	-	-				0. 19		-	-		-		0.21		-	-	-	-
Вязкость, мПа*с		93	93	17.3 – 20.0				18.9		93	93		17.3 – 20.0		19.6		14	14	15.0-17.5	16.8
Общая минерализация, г / л		93	93	234 - 305,65				277.57		93	93		234,6 - 305,5		277.5		14	14	217,3-265,8	242,28
Плотность, кг/м3		93	93	1185,9-1193,0				1190		93	93		1186,9 - 1192,0		1198		14	14	1183-1100	1188

Таблица 3.1 - Свойства нефти и пластовой воды Акташской площади Ново-Елховского месторождени

Таблица 3.2 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти продуктивных Акташской площади Ново-Елховского месторождения

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
	Пашийский горизонт				Кыновский горизонт
	Выделившийся газ		Нефть		Выделившийся газ		Нефть
	масс. доля, %	мольн. доля, %	масс. доля, %	мольн. доля, %	масс. доля, %	мольн. доля, %	масс. доля, %	мольн. доля, %
Сероводород	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Углекислый газ	0.96	0.70	0.00	0.00	0.98	0.70	0.00	0.00
Азот+редкие	9.18	10.50	0.00	0.00	8.43	9.50	0.00	0.00
в том числе:
Гелий	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.	не опр.
Метан	19.42	38.80	0.01	0.140	21.69	42.70	0.01	0.137
Этан	16.99	18.10	0.01	0.075	15.90	16.70	0.08	0.586
Пропан	25.18	18.30	0.08	0.409	23.45	16.80	0.30	1.499
i-Бутан	4.17	2.30	0.08	0.310	4.78	2.60	0.13	0.493
n-Бутан	11.61	6.40	0.21	0.814	10.86	5.90	0.50	1.895
i-Пентан	4.28	1.90	0.37	1.155	2.74	1.20	0.51	1.557
n-Пентан	4.28	1.90	0.31	0.968	5.03	2.20	0.55	1.679
Гексан+высшие	3.92	1.10	98.93	96.130	6.15	1.70	97.92	92.153
Молекулярная масса	33.43	33.43	225.2	225.2	34.63	34.63	220.3	220.3
Плотность:	6.23E-06	3E-06	1.8E-05	1E-05	6.23E-06	2.66E-05	6.8E-05	2.2E-05
газа, кг/м3	1.39	1.39			1.44	1.44
(по воздуху),доли ед.	1.153	1.153			1.194	1.194
нефти,кг/м3			865.0	865.0			871.8	871.8

Как видно из таблиц 3.1 и 3.2, по данным анализов поверхностных проб нефть пашийского и кыновского горизонтов может квалифицироваться как средняя. По содержанию серы (1,6–1,8% масс), парафина (1,97-1,1,89% масс) нефти являются сернистыми и парафинистыми.

Кинематическая вязкость при 20^оС составляет по кыновской нефти 3210^-3Па∙с, а по пашийской – 3910^-3Па∙с.

По всем объектам нефть недонасыщена газом - давление насыщения составляет всего 35-48% начального пластового. Различий в свойствах нефтей по территории месторождения не отмечается.

В таблице 3.3 представлено содержание ионов и примесей в пластовой воде пашийско-кыновских отложений Акташской площади.

Таблица 3.3 - Содержание ионов и примесей в пластовой воде пашийско-кыновских отложений Акташской площади

Содержание ионов, моль/м3 и примесей, г/м3	Количество исследований		Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Cl -2	93	93	4122,96 - 5334,74	4858,94
SO4	93	93	0,01 - 3,27	0,38
Н2 СО3	93	93	0,02 - 1,88	0,73
Ca+2	93	93	446,39 - 601,52	521,5
Mg+2	93	93	98,0 - 202,27	163,82
К+ + Na+	93	93	2747,81 - 4009,66	33496,57
Примеси			не опр.	не опр.
рН	93	20	3,70 - 6,70	4,93

Результаты изучения состава и свойств вод, приведенные в таблице 3.3 свидетельствуют о том, что воды, насыщающие эти отложения, представляют собой высокоминерализованные растворы хлоркальциевого типа (по Сулину В.А.) с минерализацией от 234,62 до 305,65г/л (в среднем 277,57г/л). Для них характерен следующий ионно-солевой состав (в моль/м³): CL^- - 4858,94; SO₄ ^-2 - 0,38; HCO₃^- - 0,73; Ca⁺² - 521,5; Mg²⁺ - 163,82; K⁺ + Na⁺ - 3496,57. Плотность вод составляет 1185,9-1193кг/м³ (в среднем 1190,0 кг/м³), вязкость - 17,3-20,0мПа.с (в среднем 18,9 мПа.с); газонасыщенность вод равна в среднем 0,39м³/т, объемный коэффициент нефти – 1,16. Упругость газа составляет 5,0 –10,0мПа, газовый состав вод - азотно-метановый.

Делая вывод по разделу, можно сказать, что по данным гидрогеологических исследований установлено, что водовмещающими породами кыновско-пашийских отложений являются песчано-алевритовые разности терригенных отложений. Дебиты скважин, давших при опробовании воду, колеблются в пределах от 1 до 450 м³/сут при различных динамических уровнях. Режим залежи упруго-водонапорный. Нефть Акташской площади Ново-Елховского месторождения сернистая, парафиновая, смолистая. По всем объектам нефть недонасыщена газом - давление насыщения составляет всего 35-48% начального пластового. Различий в свойствах нефтей по территории месторождения не отмечается.