Файл: Характеристика месторождения.docx

Нефть пласта ЮВ₁¹ по результатам исследования поверхностных проб имеет плотность в среднем 0,841 г./см³, кинематическая вязкость при 20ºС составляет 6,87 см²/с, содержание серы в среднем – 0,36%, парафина – 4,64%, смол селикагелевых – 3,60%, асфальтенов – 0,5% и выход светлых фракций до 300ºС – 54,1%.

Нефть является малосернистой, парафинистой, малосмолистой с высоким содержанием светлых фракций.

Нефть пласта ЮВ₁^2-3 по результатам исследования поверхностных проб имеет плотность в среднем 0,836 г./см³, кинематическую вязкость при 20ºС – 6,19 см²/с, содержание серы в среднем 0,22%, парафина 5,04%, смол селикагелевых 4,15%, асфальтенов 0,35% и выход светлых фракций до 300ºС – 53,2%.

По результатам исследования глубинных проб нефти способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность 0,642 г./см³, сепарированная – 0,832 г./см³. Газосодержание – 271,54 м³/т, объемный коэффициент – 1,71, усадка – 41,5%. Давление насыщения в среднем в среднем – 20,6 МПа. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,46 мПа·с.

По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,655 г./см³, сепарированной 0,808 г./см³, объемный коэффициент – 1,527, газосодержание равно 240 м³/т.

Пласты группы ЮВ_2-10

Свойства нефтей по этой группе пластов изучены только по пластам ЮВ₂ и ЮВ₁₀.

Залежь пласта ЮВ₂ охарактеризована 2 поверхностными пробами, по результатам исследования которых плотность нефти составляет 0,825 г./см³. Кинематическая вязкость при 20ºС равна 8,50 см²/с, при 50ºС – 4,50 см²/с. Содержание серы составляет 0,10%, парафинов – 12,32%, смол селикагелевых – 4,85%, асфальтенов – 0,20%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 45,5%.

По результатам проведенных исследований можно сказать, что нефть залежей продуктивного пласта ЮВ₂ является малосернистой, парафинистой, малосмолистой, по углеводородному составу относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов.

Нефть пласта ЮВ₁₀ худосейской свиты изучена по одной поверхностной и трем глубинным пробам нефти. По результатам исследования поверхностной пробы плотность нефти составляет 0,847 г./см³. Кинематическая вязкость при 50ºС – 5,8 см²/с. Содержание серы равно 0,14%, парафинов – 12,08%, смол селикагелевых – 5,73%, асфальтенов – 0,33%. Выход светлых фракций до 300ºС составляет 44%.

---

По результатам исследования глубинных проб давление насыщения нефти равно 25,2 МПа, при однократном разгазировании пластовая нефть имеет плотность 0,690 г./см³, сепарированная 0,826 г./см³. Газосодержание составляет 205,87 м³/т, объемный коэффициент 1,44, усадка 30,71. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,83 мПа·с.

По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,690 г./см³, сепарированной – 0,813 г./см³. Газосодержание равно 185,68 м³/т, объемный коэффициент – 1,37.

Компонентный состав пластовой нефти Верхне-Колик-Еганского месторождения представлен в таблице.

---

Таблица 2.1.1. Компонентный состав пластовой нефти

№ скв	Интервал опробования, м	Дата отбора	Рпл,	Тпл,	С о д е р ж а н и е, % мол.										Молекулярная масса, (г/моль)
			МПа	оС	метана	этана	пропана	изо-бутана	н-бутана	изо-пентна	н-пентана	гек-саны	геп-таны	октаны		дегазир. нефти		плас-товой нефти		остатка
Поисково-разведочные скважины
Пласт ПК19
72	1560–1564	12.88	15.3	47	24.76	0.51	0.15	0.04	0.09	0.11	0.08	С6+в – 74.17					-		209.10		-
Пласт БВ112
82	2194–2196	08.88	21.1	65	42.64	2.32	0.26	1.60	0.18	0.73	0.07	С6+в – 52.06					-		116.60		-
Пласт ЮВ12-3
72	2478–2485	09.88	24.0	77	42.22	6.61	9.71	2.61	4.20	1.76	1.63	2.151	-	-		163		73		183
		09.88	24.0	77	40.11	6.71	10.01	2.71	4.37	2.08	1.92	2.48	-	-		175		79		198
Эксплуатационные скважины
Пласт Ач
3003	2425–2435	02.96	23.0	71	46.23	5.74	9.51	3.00	4.64	2.12	2.07	4.03	3.16	1.84		174		67		227
Пласт ЮВ12-3
432	2557–2564	02.96	25.0	77	27.20	5.30	10.22	3.74	6.01	2.82	2.79	5.97	5.12	3.18		179		101		248
454	2520–2525	02.96	25.0	77	30.86	5.05	9.10	3.06	4.85	2.29	2.29	4.86	4.31	2.72		174		96		222
487	2501–2506	02.96	25.0	77	26.11	4.94	10.23	3.96	6.56	3.35	3.35	7.77	6.30	3.82		180		102		279
491	2498–2505	02.96	25.0	77	29.40	4.86	9.64	3.56	5.82	2.88	2.86	6.07	5.20	3.14		177		98		247
493	2550–2558	02.96	25.0	77	28.67	5.15	10.20	3.85	6.40	3.27	3.26	7.07	6.00	3.62		180		97		274
502	2543–2551	04.94	25.0	77	17.21	5.23	11.47	4.29	7.22	3.52	3.50	7.60	6.52	3.95		179		117		268
514	2531–2548	02.96	25.0	77	26.14	5.42	10.16	3.38	5.39	2.52	2.48	5.40	4.53	2.65		173		102		225
521	2602–2613	02.96	25.0	77	28.25	5.44	9.74	3.31	5.24	2.60	2.46	5.18	4.40	2.63		170		96		220
532	2533–2548	02.96	25.0	77	18.60	4.38	9.59	3.94	6.68	3.37	3.34	7.24	6.21	3.83		172		115		244
539	2502–2512	02.96	25.0	77	26.67	4.87	9.43	3.26	5.15	2.40	2.35	4.96	4.13	2.76		171		102		216
616	2634–2653	02.96	25.0	77	48.74	5.46	9.05	2.93	4.55	2.14	2.08	4.21	3.33	1.97		184		67		249
1123	2520–2529	02.96	25.0	77	41.03	5.08	9.54	3.13	4.69	2.19	2.17	4.50	3.59	2.15		170		76		220

---

Систематизируя изменение физико-химических свойств нефтей месторождения по разрезу можно отметить, что нефти продуктивных пластов ПК и АВ отличаются низким содержанием светлых фракций и высокими плотностями, а также малым содержанием парафинов. Эти нефти относятся к смешанному типу с преобладанием нафтеновых углеводородов. По результатам инфракрасной спектрометрии они относятся к 1 группе тяжелых нафтеново-ароматических нефтей. Основную роль в структуре нефти играют ароматические углеводороды; нефть окислена.

Вниз по разрезу отмечается постепенный переход от тяжелых к более легким нефтям, от сернистых к малосернистым, от малопарафинистых к парафинистым. Увеличивается выход светлых фракций.

Нефти валанжин-готерив-барремского и юрского возраста относятся к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов. По результатам инфракрасной спектрометрии они относятся к III группе легких парафинистых нефтей с присутствием легких нафтенов. Значительную роль в структуре нефти играют парафины.

Свойства природных газов и конденсатов

Пласты группы ПК

Газовые залежи, установленные в пластах ПК₁, ПК₁₂, ПК₁₄, ПК₁₇², ПК₂₀² и ПК₂₂, охарактеризованы только одной устьевой пробой свободного газа (пласт ПК₁₇ скв. 71 инт. 1506–1530 м).

Газ является сухим, содержание метана составляет 92,88%. Из тяжелых гомологов присутствует этан в количестве 0,94%, пропан – 0,05%, бутаны – 0,04%, пентан + высшие не обнаружены. Содержание азота 4,87%, гелий и аргон присутствуют в незначительном количестве, соответственно, 0,01% и 0,04%. Сероводород не обнаружен, углекислый газ содержится в количестве 1,18%. Относительная плотность по воздуху составляет 0,593. Величина среднекритического давления 4,67 МПа, критической температуры – 189,90 ºК.

Нефтяные залежи пластов ПК₆, ПК₁₁, ПК₁₈, и ПК₂₀³ охарактеризованы также только одной устьевой пробой газа. По результатам исследования устьевой пробы в растворенном газе содержится метана 94,12%, этан не обнаружен, пропана – 0,01%, бутанов – следы, пентан + высшие не отмечены. Содержание азота – 5,32%. Гелий, аргон и водород присутствуют в незначительном количестве, соответственно, 0,02%, 0,04% и 0,37%. Сероводород не обнаружен, углекислый газ определен в количестве 0,12%. Относительная плотность по воздуху составляет 0,577. Газ имеет метановый состав.

---

Газонефтяные залежи содержатся в продуктивных пластах ПК₁₃⁰, ПК₁₃, ПК₁₉, ПК₂₀¹и ПК₂₁. Они охарактеризованы пробами флюидов значительно лучше. Всего выполнено 7 анализов газа газовых шапок и 7 анализов растворенного газа.

По результатам исследования устьевых проб растворенный газ содержит метана 90,61–98,36%, этана – 0,64–1.57%, пропана – 0,01–0,06%, бутанов до 1,31%, пентан + высшие в большинстве случаев отсутствуют. Сероводород не обнаружен, углекислый газ содержится в количестве 0,12–7,73%. Азот, гелий, аргон и водород присутствуют в незначительном количестве – сотые доли процента. Относительная плотность по воздуху составляет 0,563–0,603.

---