2.4. Состав и свойства нефти, газа и воды

По I объекту пермо-карбоновой залежи отобраны и исследованы 5 проб нефти. Пластовая нефть недонасыщена газом (давление насыщения 6,9 – 7,4 МПа, ниже пластового давления). Пластовая нефть характеризуется низким газосодержанием (21,8-24,2 м³/т), высокой вязкостью (610-680 мПа*с), высокой плотностью (932-934 кг/м³).

II объект разработки освещен исследованиями, проведенными по 5 скважинам. Давление насыщения изменяется в пределах 4,1-9,5 МПа. Нефть характеризуется низким газосодержанием (18,5-25,3 м³/т), высокой вязкостью (586 – 2024 мПа*с), высокой плотностью (923 – 945 кг/м³).

III объект разработки (исследовано 3 скважины) характеризуется следующими параметрами пластовой нефти:

• давление насыщения газом изменяется в пределах 4,1 – 9,5 МПа;

• низкое газосодержание (17,6 – 26,0 м³/т);

• высокая вязкость (344 – 1151,7 мПа*с);

• высокая плотность пластовой нефти (925 – 960 кг/м³).

В целом по месторождению пластовую нефть можно характеризовать как высоковязкую (344,0 – 2024,0 мПа*с) среднее значение составило 669 мПа*с, с высоким значением плотности до 940 кг/см³ при пластовом давлении – 14,0 МПа, давление насыщения составляет 6,3 – 9,5 МПа, в среднем 7,51 МПа, то есть нефть значительно недонасыщена газом.

Нефть пермо-карбоновой залежи характеризуется низким газосодержанием от 17,6 до 26,0 м³/т, среднее значение составило 21,6 м³/т. Объемный коэффициент – 1,05 м³/м³.

Выделившийся из нефти газ – легкий, по всем объектам разработки, в основном, состоит из метана 87% моль. Газ характеризуется малой концентрацией пропан-пентановой фракции (менее 5%). Содержание неуглеводородных компонентов: углекислого газа и азота 0,18 и 1,63%, соответственно. В скважине 1082, исследованной в конце 1992 года, обнаружен сероводород в количестве 0,53% моль. Основной причиной образования и прослеженного с годами разработки его увеличения, по-видимому, является разложение сероорганических соединений нефти при применении тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов.

За период разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения по I объекту были исследованы дегазированные нефти по 27 скважинам. Нефть характеризуется высокой плотностью (965–980 кг/см³), высокой динамической вязкостью 3490-8081 мПа*с при 20^оС, при 50^оС – 584,67 мПа*с.

По II объекту разработки исследованы 42 скважины. Дегазированная нефть характеризуется высокой плотностью (965 – 980 кг/м³), высокой вязкостью 1931 – 6217 мПа*с при 20 ^оС, при 50 ^оС – 239-529 мПа*с.

Дегазированная нефть III объекта, исследованная 47 скважинами, высоковязкая (3354-5255 Па*с*10^-3), с высокой плотностью (952 – 977 кг/м³). Дегазированные нефти всех объектов тяжелые (965 – 980 кг/м³), высоковязкие, относятся к классу высокосернистых (до 2,5% мас.), малопарафинистых (до 0,33% мас.), высокосмолистых (23,64% мас.), с низким содержанием бензиновых фракций. Температура застывания ниже минус 12^оС.

Параметры, характеризующие физико-химические свойства дегазированных нефтей: плотность, вязкость, содержание асфальто-смолистых веществ, значительно отличается по эксплутационным объектам. Нефти нижней толщи в сравнении с нефтями вышележащих объектов более тяжелые, более вязкие, то есть имеет место закономерность изменения плотности и вязкости от глубины залегания. В пределах залежи с увеличением глубины залегания отмечается рост содержания серы.

Водоносный комплекс представлен известняками, глинистыми и доломитизированными, а также массивными ангидритами и изолирован от нижележащих отложений водоупором нижнекаменноугольного возраста (С₁v), а от вышележащих – глинами верхнепермского возраста (P₂u). Пластовые воды представляют собой рассолы хлорокальциевого типа с общей минерализацией, изменяющейся в диапазоне 43,6 – 96,9 г/л, плотностью от 1,03 до 1,08 г/л и преобладанием в солевом составе хлоридов натрия (327,7 – 1196,2 моль/м³) и кальция (200,0 – 560,0 моль/м³).

Концентрация промышленно-ценных компонентов в пластовых водах каменноугольно-нижнепермских отложений (йод – до 16,9 мг/л; бром – до 197,5 мг/л), в попутных водах, извлекаемых совместно с нефтью при разработке залежи, содержание их несколько выше (I – 22,2 мг/л; Br – 217,89 мг/л; B – 72,0 мг/л). Состав растворенных в воде газов азотно-метановый, диапазон изменения газового фактора от 0,52 до 0,92 м³/м³.