1.3. Физико-химические свойства пластовых флюидов
Исследование физико-химических свойств нефтей проводилось по глубинным и поверхностным пробам. При обобщении были использованы результаты исследований, проведенных в лабораториях ТатНИПИнефть и объединения Татнефть. Отбор глубинных проб нефти проводился глубинными пробоотборниками типа ПД-3м и ВПП-300. анализы пластовых нефтей проводились на установках УИПН и АСМ-300. Газ, выделенный из нефти, анализировался на аппарате ЛХМ-8МД, содержание сероводорода определялось йодометрическим способом.
Исследования проведены по 71 пластовой пробе из 30 скважин и 950 поверхностным пробам из 467 скважин, учтены только качественные пробы. Основными продуктивными в пределах площади являются отложения двух горизонтов: кыновского и пашийского. Результаты исследований нефти и газа приведены в табл. 3.1 –3.3. Нефть Сармановской площади относится к группе высокосернистых и парафиновых нефтей. В таблицах приводится компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании. Результаты исследования показывают, что параметры нефти по горизонтам изменяются в следующих пределах.
Кыновский
горизонт.
Давление насыщения изменяется от 1,8 до 9,0 МПа, среднее значение 6,8 МПа; газовый фактор равен 40,5 м3/т; вязкость пластовой нефти изменяется от 2,9 до 11,1 МПа·с, среднее значение 5,9 МПа·с; плотность нефти при дизразгазировании изменяется от 848,0 до 888,0 кг/м3, среднее значение 869,9 кг/м3.
Содержание серы в нефти составляет 1,7%, асфальтенов 5,0%, парафинов 4,3%. При разгонке получены фракции до 200ºС – 24,5%, до 300ºС – 31,4%.
Пашийский горизонт.
Газовый фактор равен 39,4 м3/т; вязкость пластовой нефти равна 5,3 МПа·с; плотность нефти при дизразгазировании изменяется от 865,0 до 872,0 кг/м3, среднее 871,0 кг/м3.
Содержание серы в нефти составляет 2,0, асфальтенов 5,1% масс. При разгонке получены фракции до 200ºС – 23,5%, до 300ºС – 43,9%.
Таблица 1.4.
Свойства пластовой нефти, газа и воды залежи Кыновского горизонта
|
|
| |||
|
Наименование |
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение | |
|
скважин |
проб | |||
|
а) нефть |
|
|
|
|
|
Давление насыщения газом, Мпа |
28 |
47 |
1,8÷9,0 |
6,8 |
|
Газосодержание, м3/т |
28 |
57 |
32,8÷59,2 |
46,6 |
|
Плотность, кг/м3 |
28 |
65 |
779,0÷847,0 |
815,9 |
|
Вязкость, МПа·с |
11 |
39 |
2,9÷11,1 |
5,9 |
|
Пластовая температура |
|
|
|
40 |
|
б) пластовая вода |
|
|
|
|
|
Газосодержание, м3/т |
|
|
0,28-0,35 |
0,35 |
|
в т.ч. сероводородов, м3/т |
|
|
- |
- |
|
Объемный коэф., доли ед. |
|
|
1,014 |
1,014 |
|
Вязкость, мПа·с |
|
|
1,76-1,96 |
1,81 |
|
Общая минерализация, г/л |
61 |
62 |
243,9-278,5 |
261,2778 |
|
Плотность, кг/м3 |
61 |
62 |
1172-1189 |
1180,5 |
|
| ||||
|
| ||||
|
| ||||
|
| ||||
|
| ||||
|
| ||||
|
| ||||
|
| ||||
|
| ||||
|
| ||||
|
Таблица 1.5. Свойства пластовой нефти, газа и воды залежи Пашийского горизонта | ||||
|
Наименование |
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение | |
|
скважин |
проб | |||
|
Давление насыщения газом, МПа |
1 |
1 |
|
7,9 |
|
Газосодержание, м3/т |
2 |
2 |
48,6-48,7 |
48,6 |
|
Суммарный газовый фактор, м3/т |
|
|
|
39,4 |
|
Плотность, кг/ м3 |
2 |
2 |
608,0-810,0 |
808,9 |
|
Вязкость, мПа·с |
1 |
1 |
|
5,3 |
|
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. |
2 |
2 |
1,120-1,121 |
1,1210 |
|
Пластовая температура |
|
|
|
40 |
Таблица 1.6.