Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении

1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Свойства нефти в пластовых условиях

Средние значения основных параметров, определенных по результатам анализа глубинных проб нефти, приведены в таблице 3.

Таблица № 3. Свойства нефти в пластовых условиях.

Нефти верейских отложений характеризуются по принятой классификации как средние по плотности и с повышенной вязкостью. Сравнение физико-химических свойств нефти показывает, что плотность нефти в пластовых условиях по пласту B-II выше (0,8828 г/см3), чем по пласту B‑IIIa (0,8783 г/см3), что связано с ее более низким газосодержанием (17,49 м3/т). Нефть пласта B‑IIIa характеризуется более низкой динамической вязкостью (16,02 мПа·с). Нефть, отобранная в пробах из совместных пластов B-II, B-IIIa и B-IIIб верейского горизонта (скв. 194R, 1985 и 2016) , по своим свойствам близка к нефти из пласта B-IIIa, поэтому параметры нефти для пласта B-IIIб рекомендуется брать по аналогии с пластом B-IIIa. Диапазон изменения физических свойств нефти по пластам месторождения не велик, что позволяет отметить их однотипность.

В башкирском ярусе большая часть представительных проб (восемь из десяти) отобрана из совместных пластов, поэтому пласты охарактеризованы по средним значениям параметров нефти по всем пробам. Большинство параметров нефти, отобранной в скв. 131, 252 и 253 (на Черепановском поднятии) меняется значительно: диапазон изменения динамической вязкости: 10,19-22,04 мПа∙с, плотности нефти в пластовых условиях: 0,8541-0,8950 г/см3, объемного коэффициента: 1,016-1,065, газонасыщенности: 11,60-24,76 м3/т; различия между давлениями насыщения значительно ниже, 4,60-6,10 МПа. Такое же изменение в значениях динамической вязкости, объемного коэффициента и газонасыщенности прослеживается и на Воткинском поднятии, соответственно: 13,6-28,73 мПа∙с, 1,025-1,040 и 10,8-18,0 м3/т. По месторождению в отложениях среднего карбона не наблюдается хорошо выраженной зависимости изменения параметров пластовой нефти с глубиной залегания и по площади.

Нефти башкирских отложений характеризуются как нефти с повышенной вязкостью (более 10,0 мПа∙с).

В визейском ярусе выделены семь продуктивных пластов с C-II по C-VII. Из-за недостатка проб отдельно по пластам, средние значения параметров нефти рассчитаны в целом для визейского объекта по всем имеющимся пробам. Нефти визейских отложений также характеризуются как нефти с повышенной вязкостью.

В турнейском ярусе выделены продуктивные пласты Ct-III, Ct-IV. Нефть малевско-упинского возраста (пласт Ct-IV) изучена по девяти представительным пробам, отобранным в скв. 131R, 180R, 306R, 1319, 1445 и 1811. Она характеризуется как тяжелая (0,9166 г/см3), высоковязкая (более 30 мПа∙с).По пластам Ct-III черепетского горизонта турнейского яруса и D3-zv заволжского надгоризонта фаменского яруса пробы не отбирались.

Таблица № 4. Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях

Растворенный в нефти газ

Газ, растворенный в нефти продуктивных отложений среднего и нижнего карбона, изучен при сепарации глубинных проб. Средние значения основных параметров газа приведены в таблице 4.8. Газ верейских и башкирских залежей по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота < 50%), визейских - азотно-углеводородным (содержание азота > 50%) , турнейских - азотным (содержание азота > 80%).

Таблица №5. Компонентный состав нефтяного газа.

Пластовые воды

Результаты анализа проб пластовой воды приведены в таблице 6. Воды исследованных гидростратиграфических подразделений являются высокоминерализованными рассолами хлор-кальциевого типа с промышленным содержанием йода и брома, плотностью 1.17 г/см3, с очень низким содержанием гидрокарбонатов и сульфатов. Замеры концентрации водородных ионов pH единичные, значения близки к нейтральным, сдвинуты в сторону кислой среды.

Таблица 6.Характеристика пластовой воды

Страницы: 1, 2, 3, 4