Физико-химические свойства пластовых флюидов

Исследование физико-химических свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3  и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хроматографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно МР 211.04.07 «Методическим рекомендациям по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений».

Всего по Ново-Елховской площади проанализировано: пластовых - 138 проб, поверхностных  -138 проб (таблица 5). По горизонтам пластовые и поверхностные пробы распределились следующим образом.

Таблица 5– Данные лабораторных исследований Ново-Елховской площади

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб.

Исследование свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 11 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 33 проб, следующие: давление насыщения – 2,79 МПа, газосодержание  - 16,1  м³/т, объемный коэффициент -  1,0644,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 42,82 мПа. Плотность пластовой нефти – 867,4 кг/м³, сепарированной – 897,0 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть бобриковского горизонта относится к группе битуминозных нефтей. По содержанию серы – 3,4 % массовых нефть является высокосернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 63,55 мм²/с.

     В таблице 6 показана физико-химическая характеристика дегазированной нефти залежи бобриковского горизонта Ново-Елховской площади при различных температурах, так же объемный выход фракций при температуре от 100 до 350 ^оС.

Полный объем изученности подземных вод должен включать: шестичленный анализ подземных вод, микрокомпонентный состав (йод, бром, стронций и т.д.), газовые параметры (газонасыщенность, состав углеводородов, упругость газов и др.). Без состава газонасыщенности подземных вод с общеизвестными параметрами  нельзя  рассчитать объемный коэффициент.

Водоносными отложениями промыслового объекта являются песчаники и алевролиты. Дебиты скважин колеблются в пределах от  4 до 25 м³/сут в нефтяных и от 1,0 до 18,0 м³/сут в гидрогеологических скважинах. Такое  колебание дебитов  зависит от коллекторских  свойств и  толщины  проницаемых  разностей.

Таблица 8 -  Характеристика вытеснения нефти водой                                                                                                                                                                                   

Статические уровни устанавливаются на абсолютных глубинах плюс 20-40 м. Первоначальные пластовые давления составляют 9,6-12,0 МПа. Начиная с 1983 года, было зафиксировано  в связи с  разработкой   нефтяных  залежей  повышение пластовых давлений в обоих комплексах на 0,3-0,8 МПа.

Воды по В.А.Сулину – хлоркальциевого состава. Плотность пластовых вод, не подверженных влиянию разбавления сточными водами с плотностями 1,096-1,122 г/см³, составляет 1,150-1,167 г/см³ , минерализация – 236-253 г/л, вязкость –  1,5-1,51 мПа_·сек. В пластовых водах, разбавленных сточными  водами,  минерализация составляет 105-200 г/л, вязкость - 1,10-1,40 мПа_·с (таблица 9). 

Таблица  9 - Свойства и состав пластовых вод  Ново-Елховской площади