Добавлен: 24.10.2023
Просмотров: 1154
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
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 ЮВ12-3 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 ЮВ2-10
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.