2.1.3 Физико-химические свойства и состав нефти, газа и воды

Исследования проводились в соответствии с требованиями, предъявляемыми к изучению глубинных проб нефти для подсчета запасов. Основным критерием оценки качества глубинных проб является сопоставимость по физическим характеристикам параллельно отобранных проб. К низкокачественным относятся пробы, данные которых значительно отличаются от средних величин рассматриваемой выборки.

Изучение физических свойств пластовых нефтей на образцах глубинных проб проводилось двумя методами:

- методом однократного (стандартного) разгазирования

- методом дифференциального (ступенчатого) разгазирования

В процессе выполнения стандартного разгазирования и сопутствующих операций определялись основные параметры газонасыщенности нефти в условиях пласта: давление нефти газом, плотность и вязкость однофазной жидкости при давлении и температуре пласта, газосодержание, характеристики дегазированной нефти и нефтяного газа.

Результаты однократного разгазирования используются, в основном, для сопоставительной характеристики нефтей и их общего описания.

Диферинциальное разгазирование учитывает особенности реального или проектируемого промыслового процесса сбора, подготовки и транспорта продукции скважин. В этом случае давление снижается постепенно (ступенчато) при одновременном отводе образующейся газовой фазы. Как правило, давление на первой ступени соответствует давлению на дожимной насосной станции (ДНС), а термобарические условия промежуточной или концевой ступеней сепарации учитывают (в случае высокой плотности нефти и стойкой водонефтяной эмульсии) необходимость термохимической подготовки нефти до товарных кондиций.

При дифференциальном процессе дегазация глубинных проб проводилась в несколько ступеней, условно моделирующих типовые параметры промысловой подготовки продукции скважин. Результаты дифференциального разгазирования использованы при обосновании подсчетных и технологических параметров продукции скважин.

Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также нефтяного газа определялся методом газожидкостной хроматографии. Определение углеводородов С₁-С₆

в нефтяном газе и разгазированной нефти проводилось на хроматографах ЛХМ-80 с использованием детектора по теплопроводности с газом-носителем гелием.

Как видно из таблицы 2.5 пластовые нефти Мало-Балыкского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений (от 20.4 – для пласта АС₄ до 24.4 МПа – для ачимовской пачки) и температур (от 74.0 – для пласта АС_5-8 до 86.4 ⁰С – для ачимовской пачки). В условиях пласта нефти недонасыщены газом, давление насыщения их намного ниже пластового и изменяется в диапазоне от 6.66 (пласт АС_5-8) до 9.75 МПа (ачимовской пачки). По значениям вязкости в пластовых условиях, нефти месторождения относятся к маловязким.

По результатам хроматографического анализа, в компонентных составах жидкой и газовой фаз пластовой и разгазированной нефтей месторождения (таблица 2.6) сероводород отсутствует; концентрация нормальных углеводородов выше концентрации их изомеров.

Нефтяной газ жирный. Газ, выделяющийся при однократном разгазировании нефти АС_5-6 в стандартных условиях, более обогащен тяжелыми углеводородами (С₆H_{14 + высшие} – 1.73 %), чем газ пластов АС₄ и ачимовской пачки, молярная доля метана в пласте АС_5-8 ниже (18.45 %), чем АС₄ и ачимовской пачки (21.23 и 22.55 % соответственно).

С точки зрения плотности (при однократном разгазировании), нефти пластов средние (от 860.0 до 880.5 кг/м³).

По данным, представленным в таблице 2.5, следует, что нефти Малобалыкского месторождения характеризуются как сернистые, парафинистые, малосмолистые, с содержанием асфальтенов от 1.07 (ачимовской пачки) до 6.16 % (плат АС_5-8), с выходом фракций до 350 ⁰С от 47.0 (пласты АС₄ и АС_5-8) до 55.4 % объемных (ачимовская пачка). Технологический шифр нефти ачимовской пачки – II Т₁П₂, в то время как пластов АС₄ и АС_5-8 – II Т₂П₂.

Диапазон изменения и средние значения основных характеристик пластовых вод Малобалыкского месторождения. Значения вязкости воды в пластовых условиях находится в пределах 0.32 – 0.37 мПа^×с (ачимовская пачка и АС_4-7), значение рН – от 7.8 (АС_4-7) до 8.0 (ачимовская пачка).

Согласно классификации природных вод по В.А.Сулину, воды пластов Мало-Балыкского месторождения относятся к гидрокарбонатнонатриевому типу. По пластам АЧ_1-3 исследовано 8 проб из 6 скважин. Основные солеобразующие компоненты – хлор и натрий. Минерализация в среднем, составляет 8179 мг/л, что является невысоким показателем.

Значение данного параметра изменяются в интервале 3068 – 15040 мг/л.

Газосодержание составляет 2.84 м³/т, объемный коэффициент равен 1.02, вязкость равна 0.37 мПа^×с.

Таблица 2.5