Состав и физико-химические свойства флюидов Илькинского месторождения

Исследование свойств пластовой и поверхностной нефти проводилось в хи­мических лабораториях БашНИПИнефть и НГДУ «Туймазанефть». Расчет средних значений физических параметров пластовых нефтей проводился по шести пробам. Плотность пластовой нефти колеблется от 0,825 до 0,863 г/см³, со­ставляя в среднем 0,857 г/см³. Плотность сепарированной нефти в среднем состав­ляет 0,886 г/см³, мало отличаясь от средней величины плотности нефти по поверхно­стным пробам (0,902 г/см³). Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 8,9 до 12,2 мПа∙с, в сред­нем составляя 10,5 мПа∙с. Вязкость сепарированной нефти пластов в среднем составляет 29,3 мПа×с. По поверхностным пробам ее величина в среднем равняется 50,5 мПа×c. [1]

Физические свойства пластовой нефти пласта Дкн1 по скважинам приведены в таблице 1.10. Пробы из пласта Дкн2 не отобраны.

Таблица 1.10 – Свойства пластовой нефти

Таблица 1.11 – Свойства поверхностной нефти

Продолжение таблицы 1.11

Нефть имеет высокую температуру начала кипения (80°С). Плотность и вязкость нефти – 0,902 г/см³ и 56,0 мм²/с соответственно. Массовая доля парафина составляет 3,6 %. Массовая доля выхода бензиновых фракций при нагревании до 300°С составляет 43 %.

Компонентный состав пластовой нефти приведен в таблице 1.12. Необходимо отметить, что компонентный состав пластовой нефти оценивался только по 3 пробам скв. 56 Исм. По скв. 39 Исм компонентный состав пластовой нефти не определялся.

Таблица 1.12 – Компонентный состав газа

Состав попутных газов в нефти скв. 56 кыновского горизонта приведен в таблице 1.13. В газе нефти кынов­ского горизонта углекислый газ и сероводород не обнаружены. Отличительной чертой попутного газа нефти Илькинского месторождения является низкое содержание азота (массовая доля – 11,7 %).

Таблица 1.13 – Характеристика попутных газов в нефти Илькинского месторождения

Продолжение таблицы 1.13

В углеводородной части преобладающими компонентами являются метан, этан, пропан. Массовая доля легких углеводородов по кыновскому горизонту составила 61 %. Из компонентного состава следует, что газы кыновского горизонта жирные. Молярная доля гелия в газах (пласт Дкн1) составляет 0,049 %, то есть содержание гелия в растворенном газе является не кондиционным. Запасы гелия по месторождению не подсчитывались.

Территория Илькинского месторождения находится в пределах Волго-Камского артезианского бассейна, где в мощной зоне осадочного чехла водонепроницаемые породы чередуются с водоупорами, образуя сочетание водоносных горизонтов и комплексов. [1] 

В разрезе выделяются три гидрологических комплекса (таблица 1.14).

Таблица 1.14 – Свойства вод Илькинского месторождения

Водоносные горизонты, приуроченные к песчано-алевролитовым пластам терригенного девона относятся к нижнему гидрогеологическому комплексу. Воды этого комплекса – это высокоминерализованные рассолы, солевой состав которых отражает специфические особенности глубинных вод, залегающих в условиях хорошей гидродинамической закрытости. Минерализация вод колеблется от 277,6420 до 284,6129 г/л при плотности от 1,1829 до 1,1881 г/см³. Сульфатность вод колеблется от 0,0238 до 0,0745 г/дм³.

Содержание микрокомпонентов в водах нижнего комплекса представлено в таблице 1.15

Таблица 1.15 – Ионный состав вод Илькинского месторождения

С глубиной увеличивается минерализация и плотность вод. С ростом метаморфизации и минерализации вод  наблюдается  переход  их  генетических типов, так, к верхним горизонтам приурочены воды сульфатно-натриевого типа, ниже – воды хлоркальциевого типа. Это свидетельствует о том, что по мере увеличения глубины залегания водоносных горизонтов возрастает их гидродинамическая закрытость.

В целом по Илькинскому месторождению можно отметить, что нефть продуктивного горизонта высокосернистая, парафинистая, смолистая; газы кыновского горизонта жирные; тип вод преимущественно хлоркальциевый с минерализацией до 281,13 г/л.