1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Пласты Д3-1, Д3-2
Пластовая нефть ардатовских слоёв изучалась по 20 глубинным и 7 рекомбинированных пробам из 20 скважин и по 37 поверхностным пробам из 19 скважин. При этом была обнаружена разность параметров пластовой нефти. Согласно результатам анализов проб при подсчете запасов в 2014 году было проведено разделение залежи на два разных флюида, насыщающих условно обозначенные западный и восточный блоки Гаршинского месторождения. При этом месторождение объединено в единое из ранее самостоятельных Гаршинского, Широкодольского, Грачёвского месторождений в пределах Гаршинского, Новолюбимовсого, Широкодольского, Грачёвского лицензионных участков.
По результатам сравнительного анализа имеющихся данных плотность пластовой нефти – 0,600-690,0 кг/м3, динамическая вязкость – 0,60-0,69 мПа·с (незначительная). Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 4,56-6,31 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 228,1-450,2 м3/т.
По результатам расчета дифференциального разгазирования плотность нефти составила – 789,0-809,0 кг/м3 (особо легкая), газосодержание – 200,3-415,2 м3/т, объёмный коэффициент – 1,441-1,884. Динамическая вязкость разгазированной нефти – 2,49-4,04 мПа·с.
Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, относится к горючим. Характеризуется преобладанием содержания метана (57,32-61,70%), отсутствием сероводорода, малым содержанием азота+редкие (2,12-2,21%) с промышленным содержанием гелия (0,050-0,060%). Мольное содержание углекислого газа – 0,37-0,94%, этана – 16,88-19,16%, пропана – 10,91-12,75%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 16,56-22,74%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,860-0,942, теплотворная способность – 48359,4-52314,7 кДж/м3.
По результатам исследований поверхностной пробы нефть малосернистая-среднесернистая (массовое содержание серы 0,44-0,65%), смолистая (смол силикагелевых 4,95-5,87%, асфальтенов 0,40-0,81%), парафинистая-высокопарафинистая (4,38-6,45%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 оС – 61,0-67,0%.
Основные физико-химические характеристики флюидов представлены в таблицах 1.5-1.7.
Таблица 1.5 - Свойства пластовой и дегазированной нефти
Гаршинского месторождения, пласта Д3-1, Д3-2 (Восточный участок)
№ п/п
|
Параметр
|
Диапазон
|
Среднее значение
|
значений
|
Свойства пластовой нефти
|
1
|
Количество исследованных глубинных проб (скважин)
|
–
|
6(6)
|
2
|
Давление пластовое, МПа
|
–
|
46,80
|
3
|
Температура пластовая, оС
|
–
|
86
|
4
|
Давление насыщения пластовой нефти, МПа
|
14,96-16,83*
|
16,80
|
5
|
Газосодержание (стандартная сепарация), м3/т
|
212,0-228,4
|
228,1
|
6
|
Газосодержание при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании в рабочих условиях, м3/т
|
–
|
200,3
|
7
|
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3
|
664,0-680,0*
|
690,0
|
8
|
Вязкость нефти в условиях пласта, мПа∙с
|
0,28-0,47
|
0,37
|
9
|
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, 1/МПа∙10-4
|
–
|
19,20
|
10
|
Плотность выделившегося газа в стандартных условиях, кг/м3
|
|
|
-при однократном (стандартном) разгазировании
|
1,204-1,296
|
1,230
|
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
|
–
|
1,135
|
11
|
Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3
|
|
|
-при однократном (стандартном) разгазировании
|
818,0-829,0
|
821,0
|
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
|
–
|
809,0
|
12
|
Пересчетный коэффициент, доли ед.
|
–
|
0,694
|
Свойства дегазированной нефти
|
13
|
Количество исследованных поверхностных проб (скважин)
|
–
|
9(6)
|
14
|
Плотность дегазированной нефти, кг/м3
|
817,9-830,0
|
822,4
|
15
|
Вязкость дегазированной нефти, мПа∙с
|
|
|
- при 20 °С
|
2,72-5,74
|
4,04
|
-при 50 °С
|
–
|
–
|
16
|
Температура застывания дегазированной нефти , °С
|
(-26)-(-11)
|
-18
|
17
|
Массовое содержание, %
|
|
|
серы
|
0,10-0,66
|
0,44
|
смол силикагелевых
|
2,29-11,09
|
5,87
|
асфальтенов
|
0,00-0,73
|
0,40
|
парафинов
|
3,11-5,43
|
4,38
|
18
|
Температура плавления парафина, °С
|
37-57
|
51
|
19
|
Содержание микрокомпонентов, г/т
|
|
|
|
ванадий
|
–
|
–
|
никель
|
–
|
–
|
20
|
Температура начала кипения, оС
|
34-60
|
43
|
21
|
Фракционный состав (объёмное содержание выкипающих), %
|
|
|
до 100 °С
|
0,8-20,0
|
14,0
|
до 150 °С
|
21,0-33,0
|
26,0
|
до 200 °С
|
35,0-45,0
|
39,0
|
до 250 °С
|
–
|
–
|
до 300 °С
|
56,0-66,0
|
61,0
|
Продолжение таблицы 1.5
Свойства пластовой и дегазированной нефти
Гаршинского месторождения, пласта Д3-1, Д3-2 (Западный участок)
№ п/п
|
Параметр
|
Диапазон
|
Среднее значение
|
значений
|
Свойства пластовой нефти
|
1
|
Количество исследованных глубинных проб (скважин)
|
–
|
21(14)
|
2
|
Давление пластовое, МПа
|
–
|
46,80
|
3
|
Температура пластовая, оС
|
–
|
86
|
4
|
Давление насыщения пластовой нефти, МПа
|
22,85-23,54*
|
23,54
|
5
|
Газосодержание (стандартная сепарация), м3/т
|
445,8-454,5
|
450,2
|
6
|
Газосодержание при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании в рабочих условиях, м3/т
|
–
|
415,2
|
7
|
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3
|
611,4-623,1*
|
600,0
|
8
|
Вязкость нефти в условиях пласта, мПа∙с
|
–
|
0,23
|
9
|
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, 1/МПа∙10-4
|
–
|
30,60
|
10
|
Плотность выделившегося газа в стандартных условиях, кг/м3
|
|
|
-при однократном (стандартном) разгазировании
|
1,102-1,507
|
1,103
|
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
|
–
|
1,036
|
11
|
Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3
|
|
|
-при однократном (стандартном) разгазировании
|
793,0-808,0
|
799,0
|
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
|
–
|
789,0
|
12
|
Пересчетный коэффициент, доли ед.
|
–
|
0,531
|
Свойства дегазированной нефти
|
13
|
Количество исследованных поверхностных проб (скважин)
|
–
|
28(13)
|
14
|
Плотность дегазированной нефти, кг/м3
|
775,0-808,2
|
792,8
|
15
|
Вязкость дегазированной нефти, мПа∙с
|
|
|
- при 20 °С
|
1,71-4,44
|
2,49
|
-при 50 °С
|
–
|
–
|
16
|
Температура застывания дегазированной нефти , °С
|
(-28)-(+3)
|
-8
|
17
|
Массовое содержание, %
|
|
|
серы
|
0,10-1,90
|
0,65
|
смол силикагелевых
|
1,00-15,70
|
4,95
|
асфальтенов
|
0,00-3,73
|
0,81
|
парафинов
|
3,04-12,62
|
6,45
|
18
|
Температура плавления парафина, °С
|
32-65
|
46
|
19
|
Содержание микрокомпонентов, г/т
|
|
|
|
ванадий
|
–
|
–
|
никель
|
–
|
–
|
20
|
Температура начала кипения, оС
|
28-95
|
43
|
21
|
Фракционный состав (объёмное содержание выкипающих), %
|
|
|
до 100 °С
|
2,0-26,0
|
16,0
|
до 150 °С
|
23,0-46,0
|
32,0
|
до 200 °С
|
15,0-58,0
|
43,0
|
до 250 °С
|
–
|
–
|
до 300 °С
|
60,0-85,0
|
67,0
|
Таблица 1.6 - Компонентный состав нефти и растворённого газа
Гаршинского месторождения, пласта Д3-1, Д3-2 (Восточный участок)
|
|
№ п/п
|
Наименование параметров, компонентов
|
Численные значения
|
при однократном разгазировании пластовой нефти
|
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти
|
пластовая нефть
|
выделив-шийся газ
|
нефть
|
выделив-шийся газ
|
нефть
|
1
|
Молярная концентрация компонентов , %
|
|
|
|
|
|
|
- сероводород
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
- двуокись углерода
|
1,19
|
-
|
0,94
|
-
|
0,73
|
|
- азот + редкие газы
|
1,46
|
-
|
2,12
|
-
|
0,86
|
|
в т.ч. гелий
|
0,049
|
-
|
0,060
|
-
|
-
|
|
- метан
|
55,09
|
0,16
|
57,32
|
-
|
33,61
|
|
- этан
|
14,69
|
0,60
|
16,88
|
-
|
9,31
|
|
- пропан
|
13,37
|
1,96
|
12,75
|
-
|
9,04
|
|
- изобутан
|
3,01
|
1,13
|
6,88
|
-
|
2,12
|
|
- нормальный бутан
|
5,52
|
4,72
|
-
|
5,26
|
|
- изопентан
|
2,49
|
4,81
|
3,11
|
-
|
3,45
|
|
- нормальный пентан
|
1,77
|
5,30
|
-
|
3,21
|
|
- гексаны
|
1,41
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
- гептаны
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
- октаны
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
- остаток (С9+высшие)
|
-
|
81,33
|
-
|
-
|
32,41
|
2
|
Молекулярная масса
|
29,57
|
173,00
|
27,30
|
-
|
85,00
|
3
|
Плотность
|
|
|
|
|
|
- газа, кг/м3
|
1,230
|
-
|
1,135
|
-
|
-
|
- газа относительная (по воздуху), доли ед.
|
1,021
|
-
|
0,942
|
-
|
-
|
- нефти, кг/м3
|
-
|
821,0
|
-
|
809,0
|
690,0
|
Продолжение таблицы 1.6
Компонентный состав нефти и растворённого газа
Гаршинского месторождения, пласта Д3-1, Д3-2 (Западный участок)
№ п/п
|
Наименование параметров, компонентов
|
Численные значения
|
при однократном разгазировании пластовой нефти
|
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти
|
пластовая нефть
|
выделив-шийся газ
|
нефть
|
выделив-шийся газ
|
нефть
|
1
|
Молярная концентрация компонентов , %
|
|
|
|
|
|
|
- сероводород
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
- двуокись углерода
|
0,71
|
-
|
0,37
|
-
|
0,49
|
|
- азот + редкие газы
|
1,83
|
-
|
2,21
|
-
|
1,29
|
|
в т.ч. гелий
|
0,061
|
-
|
0,050
|
-
|
-
|
|
- метан
|
62,30
|
0,23
|
61,70
|
-
|
44,18
|
|
- этан
|
15,32
|
0,67
|
19,16
|
-
|
11,30
|
|
- пропан
|
9,73
|
1,90
|
10,91
|
-
|
7,65
|
|
- изобутан
|
1,96
|
0,86
|
3,74
|
-
|
1,65
|
|
- нормальный бутан
|
3,86
|
3,58
|
-
|
3,88
|
|
- изопентан
|
1,53
|
2,58
|
1,91
|
-
|
1,87
|
|
- нормальный пентан
|
1,64
|
5,08
|
-
|
2,73
|
|
- гексаны
|
1,12
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
- гептаны
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
- октаны
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
- остаток (С9+высшие)
|
-
|
85,12
|
-
|
-
|
24,96
|
2
|
Молекулярная масса
|
26,52
|
172,00
|
24,90
|
-
|
55,50
|
3
|
Плотность
|
|
|
|
|
|
- газа, кг/м3
|
1,103
|
-
|
1,036
|
-
|
-
|
- газа относительная (по воздуху), доли ед.
|
0,915
|
-
|
0,860
|
-
|
-
|
- нефти, кг/м3
|
-
|
799,0
|
-
|
789,0
|
600,0
|
1.4. Химический состав и физические свойства пластовых вод
Характеристика химического состава пластовых вод пластов Д3-1, Д3-2 приводится по результатам исследований пластовых вод в скважинах 287, 292, 293 и 373.
Минерализация пластовых вод пластов составляет 275,7 г/дм3. Плотность в стандартных условиях 1,199 г/см3 (в пластовых условиях 1,159г/см3). Вязкость в пластовых условиях равна 1,01 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 51,3 г/дм3, магния 3,7 г/дм3, сульфатов 0,18 г/дм3, первая соленость 41,2 %-экв. Пластовые воды характеризуются высокой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,41).
Таблица 1.7 Свойства и состав пластовых вод пластов Д3-1 и Д3-2
|
Наименование параметра
|
Пласты Д3-1+Д3-2
|
Диапазон изменения
|
Среднее
значение
|
1
|
2
|
3
|
Газосодержание, м3/м3
|
-
|
-
|
Плотность воды, кг/м3
|
|
- в стандартных условиях
|
1184-1205
|
1199
|
- в условиях пласта
|
1145-1165
|
1,159
|
Вязкость в условиях пласта, мПа∙с
|
-
|
1,01
|
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа∙10-4
|
-
|
2,36
|
Объемный коэффициент, доли ед.
|
-
|
1,03405
|
Химический состав вод
|
|
Na++K+
|
40,59-60,51
|
47,26
|
Ca2+
|
43,65-54,53
|
51,33
|
Mg2+
|
2,77-5,11
|
3,72
|
Cl-
|
149,4-199,94
|
173,08
|
HCO3-
|
0-0,3
|
0,11
|
SO42-
|
0-0,32
|
0,18
|
NH4
|
|
|
Микрокомпонентный состав вод мг/л
|
|
Br-
|
-
|
|
J-
|
-
|
|
B+3
|
-
|
|
Li+
|
-
|
|
Sr+2
|
-
|
|
Rb+
|
-
|
|
Cs+
|
-
|
|
Общая минерализация, г/л
|
237,04-320,35
|
275,7
|
Водородный показател, pH
|
|
|
Жесткость общая, мг-экв/л
|
|
|
Химический тип воды (по Сулину В.А.)
|
Хлоридно-кальциевый
|
Количество исследованных проб (скважин)
|
4(4)
|
|
Скачать 1.43 Mb.