1.5 Физико-химические свойства нефти и газа

На месторождении Каламкас нефть добывается из юрских продуктивных горизонтов Ю–6, Ю–5, Ю–4, Ю3–а3, Ю3–б3, Ю–2, Ю–1, Ю–1Са, Ю–1Сб, Ю–2Са, Ю–2Сб, Ю–3Са, Ю–3Сб, Ю–4Са, Ю–4Сб, Ю–5С. Начальные параметры пластовой нефти показаны в таблице 1.5.1

Как показывают данные таблицы 1.5.1 минимальные значения вязкости нефти наблюдаются в чисто-нефтяной зоне продуктивного горизонта. В зоне водо–нефтяного контакта происходят процессы окисления при контакте с пластовой водой и за счет этого наблюдается повышение плотности и вязкости пластовой нефти, а также происходит снижение давления насыщения.

Как известно, при разработке месторождения происходит изменение термобарических условий залежей и физико-химических свойств насыщающих их флюидов. Изменение свойств нефтей в процессе разработки вызвано рядом причин, основными из которых являются пластовое разгазированиенефтей при снижении пластового давления ниже давления насыщения; обводнение залежей при разработке с поддержанием пластового давления путем закачки в пласт воды, когда часть легких углеводородов нефти переходит в попутно–добываемую воду. Для определения средних текущих параметров продуктивных горизонтов были проанализированы исследования 18 нефтяных скважин, относящихся к различным горизонтам месторождения Каламкас, результаты показаны в таблице 1.5.1

Пробы дегазированной нефти представлены скважинами, расположенными на разных участках залежей и различаются по своим свойствам в зависимости от местонахождения и площади. Зависимость динамической вязкости нефти от температуры, места отбора и продуктивных горизонтов показана на рисунке 1.5.1

таблица 1.5.1 – Начальные параметры пластовой нефти месторождения Каламкас

Гори-зонт	Средняя глубина, м	Начальное давление, МПа					Плотность нефти, г/см3			Вязкость нефти, мПа*с						Объемный коэф-фици-ент		Газосо- держание, м3/т		Пластовая темпе-ратура, оС
		пластовое	Насыщения							пластовой				дегази-рован-ной при 40оС
			в неф-тяной зоне	в зоне ВНК (до 250 м)	в водо-нефтя-ной зоне	пластовой		дегазирован-ной	из неф-тяной зоны		из зоны ВНК (до 300 м)	из водо-нефтяной зоны
Ю–5С	851	9.18	8.35	7.07	5.785	0.875		0.909	16.4		27.05	37.7	35.2		1.047		31.3		40.6
Ю–4С	874	9.38	8.19	6.99	5.785	0.886		0.912	17.8		27.75	37.7	36.9		1.040		28.7		41.6
Ю–3С	884	9.47	8.12	6.95	5.785	0.891		0.913	18.4		28.05	37.7	37.6		1.037		27.6		42.0
Ю–2С	868	9.33	8.23	7.01	5.785	0.883		0.911	17.4		27.55	37.7	36.4		1.042		29.4		41.3
Ю–1С	869	9.34	8.23	7.01	5.785	0.884		0.911	17.5		27.6	37.7	36.5		1.042		29.3		41.4
Ю–I	883	9.46	8.13	6.96	5.785	0.891		0.913	18.3		28.0	37.7	37.5		1.038		27.7		42.0
Ю–II	879	9.42	8.16	6.97	5.785	0.889		0.912	18.1		27.9	37.7	37.2		1.039		28.2		41.8
Ю–III	896	9.57	8.04	6.91	5.785	0.897		0.915	19.1		28.4	37.7	38.4		1.034		26.2		42.5
Ю–IV	888	9.50	8.10	6.94	5.785	0.893		0.914	18.6		28.15	37.7	37.9		1.036		27.1		42.2
Ю–V	891	9.53	8.08	6.93	5.785	0.894		0.914	18.8		28.25	37.7	38.1		1.035		26.8		42.3
Ю–VI	889	9.51	8.09	6.94	5.785	0.893		0.914	18.7		28.20	37.7	37.9		1.036		27.0		42.2
Ю–VII	895	9.56	8.05			0.896		0.914	19.0				38.4		1.034		26.4		42.5

Рис.1.5.2 – Зависимость динамической вязкости нефти месторождения Каламкас от температуры

Для определения характера изменения плотности жидкости в затрубном пространстве были проанализированы данные исследований глубинных проб нефти месторождения Каламкас, проведенных в первом квартале 2002 г. Результаты лабораторных замеров по определению плотности проб жидкости из затрубного пространства скважин № 1475, 1510, 1513, 1519, 2581, 3358 показаны на рис. 1.5.2. Данные лабораторных исследований ПУ «КМГ» показывают, что в затрубном пространстве происходит четкое разделение пластовой эмульсии на нефть и воду. При определении забойных давлений и уровня жидкости методом эхолотирования среднюю плотность жидкости в затрубном пространстве рекомендуется считать с учетом высоты столба пластовой воды, находящейся на забое скважины.

Рис. 1.5.3 – Результаты поинтервальных исследований проб жидкости затрубного пространства нефтяных скважин месторождения Каламкас

Компонентный состав нефтяного газа определялся по результатам лабораторных проб газа с групповых и замерных установок, отобранных КазНИПИнефтью в 1990 г. (39 проб), в 1995 г. (49 проб) и 3 проб, отобранных ТОО "НПЦ" в 2005 г. Анализ проведенных исследований показывает, что добываемый газ с годами становиться суше (таблица 1.5.3). Причиной этого может быть процесс пластового разгазирования нефти и опережающий выход метана. В настоящее время содержание метана в попутном нефтяном газе составляет около 93 % объемных. Газ, отобранный на групповых установках (ГУ), характеризует газ первой ступени сепарации. Содержание сероводорода в попутном газе по ГУ показано в таблице 1.5.3, как показывают данные таблицы, среднее содержание сероводорода в попутном газе по состоянию на 01.07.2006 г. составило 0,011 г/м³.

По состоянию на 2006 г. содержание сероводорода в попутном газе на выходе из сепарационных установок ГС–1 и ГС–2 ЦППН составило 0,0025 г/м³, что в 8 раз меньше верхнего предела допустимой нормы по ГОСТу 5542-87. Характерной особенностью нефтей является повышенное содержание микроэлементов недонасыщение их газом в пластовых условиях. Максимальная разница между пластовым давлением и давлением насыщения составляет 0.7МПа. Газовый фактор от 5 до 25 м3/м3.

В гидродинамическом плане месторождение приурочивается к зоне сплошного распространения высокоминерализованных вод, относящихся к хлоркальциевому типу. Пластовые воды юрских продуктивных горизонтов характеризуются близкими значениями общей минерализации и химического состава. По площади месторождения общая минерализация вод возрастает, как и в нижнемеловом комплексе, в северном направлении от 118 до 177 г/л. Исключение составляет крайняя западная часть структуры, где минерализация вод увеличивается с севера на юг.

По характеру изменения вертикальных гидрохимических разрезов можно сделать заключение о наличии гидравлической связи между водоносными горизонтами и пластами в нижнемеловой и юрской толщах. Потери напора вод возрастают при приближении к Северо-Бузачинскому сводовому поднятию, где геологические структуры нарушены, и это обстоятельство способствует усилению вертикальной разгрузки флюидов по активным зонам нарушений.

Наименование компонентов	Формула		Договор № 14/90, КазНИПИнефть		Договор № 25/95 КазНИПИнефть		Договор № 523 от 23.07.2005 г, ТОО "НПЦ"
			Средние данные результатов иссле-дованиий по 39 ГУ и ЗУ		Средние данные результатов иссле-дованиий по 49 ГУ и ЗУ		Проба № 1 (вход в котельную УТВС и К)		Проба № 2 (на выходе из сепарационых установок ГС-1 и ГС-2)		Проба № 3 (на входе в ЦППН)
Метан	СН4		91.37		92.34		93.17		93.13		95.34
Этан	С2Н6		3.92		3.49		2.59		2.64		0.95
Пропан	С3Н8		0.68		0.65		0.49		0.54		0.2
Н-Бутан	Н-С4Н10		0.26		0.30		0.19		0.2		0.08
И-Бутан	И-С4Н10		0.52		0.48		0.36		0.38		0.17
Н-Пентан	Н-С5Н12		0.10		0.12		0.04		0.05		0.02
И-Пентан	И-С5Н12		0.23		0.18		0.09		0.1		0.04
С6+выше	С6Н14 ивыше		0.15		0.13		0.25		0.42		0.15
Азот	N2		2.45		1.91		1.78		1.78		2.08
Двуокись углерода	CO2		0.36		0.43		1.04		0.76		0.97
ИТОГО, % объемные:		100.0		100.0		100.0		100.0		100.0
Плотность при 20 оС, кг/м3		0.788		0.785		0.731		0.733		0.709

Таблица 1.5.2 – Компонентный состав нефтяного газа по различным точкам отбора нефтяного газа месторождения Каламкас