4. Свойства и состав нефти, газа и воды

Пластовые нефти бобриковского горизонта исследованы раздельно по пластам CVI.1 (6 проб) и CVI.2 (5 проб). Плотность разгазированной нефти по пластам равна соответственно 0.809 и 0.861 кг/м³. Более тяжелая и вязкая нефть пласта CVI.2. Вязкость при давлении насыщения пласта CVI.1 равна 2.8 мПа·с,

по пласту CVI.2 – 11.3 мПа∙с. Газосодержание – 63,8 и 31,3 м³/т соответственно.

Средние показатели свойств пластовой нефти по продуктивным пластам и пачкам приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Свойства пластовой нефти
Наименование параметра	Численные значения
	диапазон значений	принятые значения
1	2	3
Пласт CVI.1
Пластовое давление, МПа	15,5-19	17,2
Пластовая температура, ˚С	30-33	32
Давление насыщения, МПа	4,8-6,6	5,7
Газосодержание, м3/т	62,0-65,6	63,8
Плотность в условиях пласта, кг/м3	0,806-0,813	0,809
Вязкость в условиях пласта, мПа.с	2,8-2,9	2,8
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа.10-4	9,4-9,4	9,4
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	1,359-1.380	1,369
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	0,858-0,864	0,861
Пласт CVI.2
Пластовое давление, МПа	17,4-18,3	18
Пластовая температура, ˚С	31-35	33
Давление насыщения, МПа	6,2-6,7	6,5
Газосодержание, м3/т	27,9-33,1	31,3
Плотность в условиях пласта, кг/м3	0,857-0,869	0,861
Вязкость в условиях пласта, мПа.с	9,5-13,6	11,3
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа.10-4	6,3-7,6	6,9
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	1,351-1,416	1,379
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	0,888-0,893	0,890
Турнейский ярус
Пластовое давление, МПа	12,7-20,4	17,7
Пластовая температура, ˚С	32-35	33
Давление насыщения, МПа	4,5-8,4	5,5
Газосодержание, м3/т	52.8-59.8	55,4
Плотность в условиях пласта, кг/м3	0,834-0,870	0,852
Вязкость в условиях пласта, мПа.с	4,6-12,6	7,4
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа.10-4	7,4-8,9	8,6
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	1,417-1,597	1,452
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	0,873-0,872	0,876
Пласт Дкн
Пластовое давление, МПа	12,75-24	19,9
Пластовая температура, ˚С	40-42	41,6
Давление насыщения, МПа	8,19-10,7	9,9
Газосодержание, м3/т	56,3-94,4	77,6
Плотность в условиях пласта, кг/м3	0,793-0,827	0,808
Вязкость в условиях пласта, мПа.с	1,9-3,8	3,0
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа.10-4	8,4-10,8	9,3
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	1,272-1,404	1,367
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	0,861-0,881	0,869
Пласт ДI
Пластовое давление, МПа	18,8-25,6	21,6
Пластовая температура, ˚С	38-42	40
Давление насыщения, МПа	6,47-11	9,7
Газосодержание, м3/т	28,9-85,4	70
Плотность в условиях пласта, кг/м3	0,794-0,894	0,819
Вязкость в условиях пласта, мПа.с	1,2-8,5	3,4
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа.10-4	8,1-10,8	9,0
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	1,247-1,410	1,338
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	0,864-0,894	0,878
Пласт ДII
Пластовое давление, МПа	19,3-22,5	20,5
Пластовая температура, ˚С	-	40
Давление насыщения, МПа	9,5-9,7	9,6
Газосодержание, м3/т	56,8-77,8	64,3
Плотность в условиях пласта, кг/м3	0,817-0,833	0,825
Вязкость в условиях пласта, мПа.с	3,5-4,6	4,0
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа.10-4	7,7-10,1	9,5
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	1,317-1,399	1,354
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	0,878-0,883	0,880
Пласт ДII+ДIV
Пластовое давление, МПа	18,6-22,8	21,7
Пластовая температура, ˚С	-	40
Давление насыщения, МПа	8,2-11,2	9,7
Газосодержание, м3/т	-	51,3
Плотность в условиях пласта, кг/м3	-	0,853
Вязкость в условиях пласта, мПа.с	-	6,5
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа.10-4	-	8,3
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	-	1,310
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 ˚С
- при однократном (стандартном) разгазировании	-	0,902

Поверхностная нефть тяжелая и средняя, плотность нефти изменяется от 0.873 до 0.901 кг/м³, при вязкости 19.4-42.3 мм²/с. Более вязкая и тяжелая нефть пласта CVI.2. Нефти бобриковского горизонта относятся к высокосернистым (2.8-4.0%), смолистым (20.0-21.0%), парафинистым (1.6-2.9%).

Плотность газа по пластам составляет 1,37 – 1,38 кг/м3; содержание метана 33,73-32,46%, этана 23,82-18,21%, пропана 25,75-34,50%. Сероводород в пробах не обнаружен. Содержание углекислоты 0,26-0,68%, азота 4,22-12,58%, гелия 0,013-0,040%. По плотности и составу углеводородных газов, растворенных в нефти, газ относится к тяжелым и жирным.

По турнейскому ярусу всего исследовано 17 проб из 7 скважин. Характеристика нефти приводится в целом по ярусу, так как нефти отобраны лишь по пачкам СТ4 и СТ5, нефть пачки СТ3 оказалась с низким давлением насыщения, поэтому исключена из расчетов. Плотность разгазированной нефти по турнейскому ярусу составляет в среднем 0.876 кг/м³ (0.873-0.882 кг/м³), вязкость при давлении насыщения – 4.9 мПа·с. Газосодержание –55,4 м3/т.

Поверхностные нефти пластов турнейского яруса средние по плотности (0.884 кг/м³), вязкие (25.5 мм²/с), сернистые (2.6%), смолистые (13.2%), парафинистые (3.3%).

Плотность газа по пластам составляет 1,49 кг/м3; содержание метана 25,53%, этана 19,36%, пропана 25,58%. В газе турнейского яруса обнаружен сероводород, в среднем – 4.94%. Содержание углекислоты 3,53%, азота 4,18%, гелия 0,020%. По плотности и составу углеводородных газов, растворенных в нефти, газ относится к тяжелым и жирным.

Глубинные пробы терригенного девона исследованы из продуктивных пластов Дкн, ДI, ДII. По пласту ДIV проба отобрана в скважине 92ГУР, где пласт опробован совместно с пластом ДII. Плотность разгазированной нефти изменяется от 0.868-0.902 кг/м³, вязкость при давлении насыщения от 3.0 до 6,5 мПа·с. Газосодержание – от 51,3 до 77,6 м3/т.

Результаты сопоставления характеристик поверхностных нефтей показывают, что нефти всех продуктивных пластов терригенного девона по своим физико-химическим свойствам не имеют существенных различий. По плотности нефти средние (0.878-0.880 кг/м³), вязкие (26.1-29.1%), смолистые (13.5-14.5%), высокосернистые (2.5-2.7%), парафинистые (2.5-3.8%), выход светлых нефтепродуктов составляет 34-44%. Плотность газа по пластам изменяется от1,31 до 1,37 кг/м3; содержание метана 34,40 – 35,78%, этана 17,60 – 20,40%, пропана 20,13 – 21,40%. Сероводород в пробах не обнаружен. Содержание углекислоты 0 - 5,34%, азота 7,64 – 12,60%, гелия 0 - 0,048%. По плотности и составу углеводородных газов, растворенных в нефти, газ относится к тяжелым и жирным.

Разрез палеозойских отложений делится на три водоносных этажа. Верхний водоносный этаж, являющийся зоной активного водообмена, включает водоносные горизонты четвертичных, неогеновых, верхнепермских отложений и верхней части кунгурского яруса. Воды верхнего водоносного этажа часто гидравлически связаны между собой и являются преимущественно пресными или слабосолоноватыми, с минерализацией 1-2 г/л.

Воды используются для водоснабжения городов, поселков, промышленных и сельскохозяйственных предприятий.

Средний водоносный этаж включает подземные воды пористо-кавернозных и трещиноватых карбонатных отложений пермской и каменноугольной систем, а также пластов песчаников и алевролитов терригенной толщи нижнего карбона.

Воды артинского яруса, верхнего и среднего карбона имеют плотность – 1.110-1.176 кг/м³ и относятся к хлоркальциевому типу. Средняя минерализация изменяется от252 до 304 г/л. Воды терригенной толщи нижнего карбона высокоминерализованные и метаморфизованные, относятся к хлоркальциевому типу. Плотность воды – 1.162-1.195 кг/м³. Отмечается высокое содержание в водах кальция (16-32 г/л) и магния (4-7 г/л). Средняя минерализация составляет 261 г/л.

Воды турнейского яруса связаны с пористо-проницаемыми и трещиноватыми известняками, чередующимися с плотными, слабопроницаемыми карбонатами и аргиллитами. Воды турнейского яруса относятся к высокоминерализованным ( средняя минерализация 265 г/л ) и метаморфизованным водам хлоркальциевого типа. Дебиты добываемой воды составляют 1.0-8.2 м³/сут.

Нижний водоносный этаж включает водоносные горизонты, приуроченные к песчано-алевролитовым пластам среднего и верхнего девона, имеющим широкое площадное распространение. Их разделяют глинистые и глинисто-карбонатные отложения, играющие роль локальных водоупоров.

Пласты Дкн, ДI и ДII образуют единую гидродинамическую систему. Пласт ДIV связан с этой системой трещинами, которые наблюдаются в кернах.

Воды горизонтов терригенного девона имеют сходный химический состав. Они представлены высокоминерализованными ( средняя минерализация 274 г/л ) рассолами плотностью 1.18-1.202 кг/м³.