1.4 Физико химические свойства нефти, газа,воды

1.4.1 Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа

Изучение физико-химических свойств нефти и газа на месторождении проводилось с 1976 по 2001 гг.

Наиболее полно охарактеризованы глубинными пробами отложения бобриковского и турне-фаменского пластов.

При совместном опробовании получены качественные пробы из пластов Бш₁, Бш₂ и Бш₃.

Собственных глубинных проб нефти из тульской залежи не получено. Качественные глубинные пробы при совместном опробовании пластов Тл_2‑а и Бб₁ отобраны в скв. 213. Из отложений радаевского горизонта представительные глубинные пробы получены лишь в скв. 72.

Товарная характеристика нефти представлена по всем промышленно-нефтеносным объектам. Всего изучено 133 глубинных пробы, в том числе 64 качественных, и 79 устьевых проб нефти.

Ниже подробно изложены свойства и состав нефти и газа по визейским отложениям.

Пласт Тл2-а

Отдельно из тульского горизонта пластовая нефть не отбиралась.

Из скв. 212 (81 г.) и 213 (79 г.) были получены глубинные пробы нефти при совместном опробовании пластов Тл_2-а и Бб₁. Скв. 212 была плохо подготовлена к отбору, поэтому все пробы оказались частично дегазированными.

В скв. 213 было отобрано 2 глубинные пробы, по соотношению давлений отбора, открытия и насыщения одна признана качественной. Физические параметры пластовой нефти, полученные при анализе данной пробы, близки характеристикам пластовой нефти бобриковского горизонта, предполагаем близость свойств нефти в пластах Тл_2-а и Бб₁. Поэтому в технологической схеме для нефти из пласта Тл_2-а на обоих поднятиях рекомендуется использовать усредненные данные по нефти пластов Тл_2-а+Бб₁, Бб₁ (Северного поднятия), Бб₁ (Южного поднятия): давление насыщения – 12.72 МПа, объемный коэффициент, в зависимости от метода дегазации, составляет – 1.258-1.204, газонасыщенность нефти при КД – 110.1 м³/т, при ДД – 94.7 м³/т. Нефть как в пласте, так и после разгазирования легкая (0.765 и 0.829 г/см³) и маловязкая (1.17 мПа*с и 6.63 мм²/с).

Устьевая нефть тульского горизонта представлена собственной пробой из скв. 77. По результатам ее анализа нефть классифицируется как легкая (0.836 г/см³), маловязкая (6.96 мм²/с), смолистая (10.73%), парафинистая (3.79%), сернистая (0.92%).

Растворенный в нефти газ состоит преимущественно из высокомолекулярных компонентов 51.66-42.87% (в зависимости от метода извлечения), легких компонентов в нем соответственно меньше: азота 14.36-16.55%, метана – 33.98-40.58%. Газ такого состава классифицируется как малометановый, среднеазотный, высокожирный. Сероводород в газе не обнаружен.

Пласт Бб

В структурном отношении бобриковская залежь подразделяется на Северную и Южную. Пластовую нефть на Северном поднятии отбирали в скв. 28, 39, 46, 47, 48, 211, 219.

В 1978 г. из скв. 28 были отобраны 2 глубинные пробы нефти, обе находились в однофазном состоянии и признаны представительными. Давление насыщения их в среднем составило 13.05 МПа. В следующем году был произведен повторный отбор из этой же скважины, параметры пластовой нефти, полученные при анализе качественных глубинных проб (Рнас 13.05 МПа), лишь подтвердили характеристику нефти, полученную ранее. Два года спустя из скв. 28 был произведен третий отбор, все пробы признаны представительными. Вновь полученная характеристика пластовой нефти аналогична параметрам нефти, выявленным ранее, поэтому можно заключить, что нефть, отобранная в 1981 г., не изменила своего качества (Рнас – 13.3 МПа). По усредненным данным газонасыщенность нефти из скв. 28 составляет 113.0 (при КД) и 97.2 м³/т (при ДД), отношение объема пластовой нефти к объему разгазированной составляет 1.259-1.205, плотность нефти при разгазировании изменяется от 0.770 г/см³ до 0.833 г/см³, вязкость – от 1.23 мПас до 7.14 мм²/с.

В скв. 46 отбор глубинных проб нефти производился трижды. Первично полученные пробы находились в двухфазном состоянии, поэтому признаны некачественными. В двух последующих отборах параметры нефти близки. По усредненным данным одна тонна нефти содержит 108.6-93.4 м³ газа, ее объем при разгазировании изменяется в 1.254-1.200 раза, плотность при этом увеличивается с 0.770 до 0.833 г/см³.

В 1979 г. из скв. 48 был произведен отбор глубинных проб, все пробы признаны качественными, давление насыщения их в среднем составило 12.75 МПа, газонасыщенность – 109.1-93.8 МПа, объемный коэффициент - 1.252-1.198.

Скв. 47 расположена вблизи контура нефтеносности, поэтому параметры пластовой нефти, полученные при анализе представительных проб, резко отличаются от характеристик нефти в остальных скважинах: Рнас – 9.8 МПа, газонасыщенность – 89.9-77.2 м³/т. Несмотря на это, параметры нефти из данной скважины включены в расчет средних по пласту Бб₁ Северного поднятия, так как они согласуются с гипсометрическим положением скважины на структуре.

Все глубинные пробы, отобранные из скв. 211 в 1980 и 1981 гг., содержали свободный газ, поэтому параметры пластовой нефти, полученные по ним, признаны недостоверными и в расчет средних не включены.

Параметры пластовой нефти, полученные при анализе представительных глубинных проб, отобранных в скв. 219, близки характеристикам нефти из вышеупомянутых скважин: Рнас – 13.25 МПа; газонасыщенность – 114.9-98.8 м³/т; ее плотность и вязкость в пластовых условиях составили 0.765 г/см³ и 1.1 мПа*с.

В скв. 39 отбор производили дважды: в феврале и марте 1984 г. Из 10 полученных глубинных проб нефти лишь две находились в однофазном состоянии. В среднем давление насыщения в представительных пробах составляет 12.8 МПа. При дегазировании одной тонны нефти из нее выделяется 114.6-98.6 м³ газа; объем при этом уменьшается в 1.277-1.222 раза.

В целом по залежи давление насыщения в представительных пробах изменялось от 9.8 МПа (скв. 47) до 13.25 МПа (скв. 219). По площади залежи плотность нефти в пластовых условиях колеблется незначительно: в северной скв. 39 плотность минимальна 0.760 г/см³, в центре структуры (скв. 219) увеличивается до 0.765 г/см³, на юге поднятия (скв. 46, 47, 48) возрастает до 0.770 – 0.774 г/см³. Величина вязкости нефти в условиях пласта по площади поднятия варьирует также незначительно (1.08-1.36 мПас).

Давление насыщения в среднем по залежи составило 12.41 МПа; газа из нефти при различных методах извлечения выделяется от 108.4 до 93.2 м³/т; объем ее после дегазирования уменьшается в 1.255-1.201 раза. Нефть легкая и в условиях пласта (0.769 г/см³) и в разгазированном состоянии (0.832 г/см³). По величинам вязкости она относится к классу маловязких (1.22 и 7.06 мм²/с, соотвественно).

Свойства поверхностной нефти на Северном поднятии представлены пробами, отобранными в скв. 28, 39, 46, 47, 48, 73, 74, 211, 219.

Пробы из скв. 73, 74, 219 были сильно обводнены, в результате чего оказались завышены значения плотности (0.856-0.866 г/см³), вязкости (10.85-15.33 мм²/с), температуры начала кипения по отношению к пробам из необводненных скважин, поэтому данные характеристики обводненной нефти в расчет средних не приняты. Остальные параметры нефти во всех пробах близки. По усредненным данным нефть Северного поднятия бобриковской залежи легкая (0.839 г/см³), маловязкая (7.67 мм²/с), смолистая (9.75%), парафинистая (4.03%), сернистая (0.92%), с высоким выходом светлых фракций (47%).

Соответствующий нефти газ малометановый (34.54% (при КД) и 41.30% (при ДД)), среднеазотный (12.46-14.48%), высокожирный (52.93-44.07%). Сероводорода в пробах не обнаружено.

На Южном поднятии свойства пластовой нефти изучены в меньшей степени.

Глубинные пробы отбирали трижды в скв. 17 (1976, 78, 81 гг.), в скв. 201 (80 г.) и скв. 205 (81 г.). Всего было проанализировано 23 пробы, 14 из них признаны представительными.

Физические параметры пластовой нефти в качественных пробах близки: Рнас варьирует в небольших пределах 13.25-14.24 МПа. Плотность и вязкость нефти в условиях пласта для всех скважин сопоставимы (0.760-0.765 г/см³, 1.05-1.24 мПа*с). После разгазирования характеристики нефти также близки.

Установленно, что в 1 тонне пластовой нефти бобриковского горизонта Южного поднятия содержится 115.23-99.1 м³ газа, объемный коэффициент при этом равен 1.267-1.208. Как в пластовых условиях, так и после разгазирования нефть легкая (0.762 и 0.824 г/см³) и маловязкая (1.13 мПа*с и 6.06 мм²/с).

Сепарированная нефть Южного поднятия (скв. 1-р, 17, 201, 205), в сравнении с устьевой нефтью Северного поднятия, более легкая (0.830 против 0.839 г/см³), менее вязкая (3.05 против 7.67 мм²/с), с меньшим содержанием асфальто-смолистых (8.06 против 10.54%) и сернистых (0.59 против 0.92%) соединений, с большим выходом светлых фракций (49 против 47%).

В целом по поднятию нефть легкая, маловязкая, малосмолистая (7.67%), парафинистая (4.45%), с высоким содержанием светлых фракций.

Растворенный в нефти газ обогащен высокомолекулярными компонентами (53.6-44.61%), на долю метана приходится лишь 31.87-38.67%, азота в нем 14.49-16.67%. Сероводород в газе не обнаружен.