1.1 Химический состав и свойства пластовых и дегазированных нефтей

Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Биттемского месторождения на стадии составления технологической схемы разработки (1999 г.) была изучена на образцах девяти глубинных проб пласта АС₁₁ из четырех скважин (№№ 20п, 22р, 27п, 3203п) и на образцах 11 поверхностных проб из восьми скважин. Характеристика пластовых нефтей ачимовской толщи исследована на образце одной поверхностной пробы из скважины № 25п; глубинные пробы не отбирались. Пласт ЮС₀ также глубинными пробами не охарактеризован, физико-химическая характеристика дегазированных нефтей изучена на образцах трех поверхностных проб из скважин №№ 27п, 50п и 181э.

Пласт АС_11. По пробам, признанным качественными, газонасыщенность нефтей изменяется в пределах от 61 до 118,5 м³/т при однократном разгазировании и газовый фактор при дифференциальной дегазации - от 55,8 до 107,5 м³/т. Плотность дегазированной нефти изменяется от 842 до 854 кг/м³, величина пересчетного коэффициента по вновь выполненным исследованиям составляет 0,795-0,861.

В условиях пласта нефть относительно легкая, средней вязкости, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления (таблица 1.1.1). На локальных купольных участках газосодержание достигает максимальных значений, в приконтурных зонах газосодержание закономерно снижается, плотность нефти возрастает за счет гравитационных, диффузионных и окислительных процессов.

В компонентных составах жидкой и газовой фаз (таблица 1.1.2) концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров. Концентрация неуглеводородных компонентов в газе (азот, двуокись углерода) невелика и в сумме не превышает 2,5% объемных. Сероводород в составе газа стандартными хроматографическими методами не обнаружен.

Дегазированные нефти (таблица 1.1.3) по технологической классификации характеризуются как легкие и сравнительно легкие (846-895 кг/м³), маловязкие и средней вязкости, смолистые, парафиновые, сернистые, с выходом фракций до 350⁰С около 50% объемных. Шифр технологической классификации - II Т₂ П₂. Вероятно, часть проб в процессе отбора, хранения и транспортировки подверглась интенсивному испарению, вследствие чего часть легких бензиновых фракций была потеряна до проведения анализа . На это указывают аномально высокие плотности нефти ряда поверхностных проб, несопоставимые с данными изучения глубинных проб, а также высокие (100-150⁰С) температуры начала кипения (скв. №23п, №24р). Это обстоятельство необходимо учитывать при обосновании товарно-эксплуатационных и потребительских кондиций углеводородного сырья.

Содержание микрокомпонентов в дегазированной нефти Биттемского месторождения определялось методами рентген-флюоресцентной спектрометрии на приборах Philips X-Unique II (технология UNIQUANT) и X-Ray SPECTRO - 200T на образцах двух проб из скважин №276 и №349 (пласт АС₁₁, отбор 2004г.). Содержание ванадия составляет 16 г/т (по двум пробам), натрия - 90 г/т, меди - 5 г/т, хлоридов - от 12 до 200 г/т при среднем значении 106 г/т; содержание железа, никеля - менее 5 г/т. Несмотря на ограниченный объем исследований, полученные данные хорошо согласуются с результатами анализа дегазированных нефтей близлежащего Западно-Камынского месторождения, где определение микрокомпонентов проведено по 19 пробам. В таблице 3.1.3 для пласта АС₁₁ средние значения содержания микрокомпонентов в нефтях приведено по пробам Биттемского месторождения (скв. №276, №349), диапазон изменения взят с учетом результатов исследования Западно-Камынского месторождения. Во всех исследованных пробах концентрация ценных компонентов ниже промышленного уровня.

Таблица 1.1.1 - свойство пластовой нефти и воды Биттемского месторождения

Таблица 1.1.2 - Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Биттемского месторождения

Таблица 1.1.3 - физико-химическая характеристика проб дегазированной нефти Биттемского месторождения (по результатам анализа поверхностных проб)

Пласт Ач₁. Характеристика нефти ачимовской толщи изучена на образце одной поверхностной пробы из скважины № 25п. Для обоснования параметров газонасыщенной пластовой нефти использованы результаты комплексных исследований глубинных проб из скважин, вскрывших ачимовскую толщу на других месторождениях района (Быстринское, Лянторское, Федоровское, Камынское, Ай-Пимское - более 30 глубинных проб из 19 скважин). Месторождения имеют единую стратиграфическую общность и генетическое единство залежей, а также идентичность физико-химических характеристик дегазированных нефтей. В результате приняты следующие численные значения подсчетных параметров (таблицы 1.1.1 - 1.1.3):

- газовый фактор - 35 м³/т;

- плотность дегазированной нефти - 870 кг/м³;

- пересчетный коэффициент - 0,921.

Численные значения свойств газонасыщенной нефти с заданными параметрами в условиях пласта откорректированы с применением методов термодинамического моделирования.

По результатам анализа дегазированная нефть (скв. № 25п) характеризуется как сравнительно легкая, средней вязкости (21,35 мПа^.с), сернистая (1,01%), парафиновая, смолистая, с выходом фракций до 300⁰С около 36%. Технологический шифр (по ГОСТ 912-66) - IIТ₂П₂. Диапазон изменения физико-химических характеристик дегазированной нефти принят по аналогии с близлежащими месторождениями. Содержание микрокомпонентов в дегазированных нефтях ачимовской толщи по близлежащим месторождениям исследовано на образцах пяти проб из скважин №№ 538, 546 и 3821 Западно-Камынского месторождения. Фиксируемая концентрация ванадия составляет 5-7 г/т (в среднем 6 г/т), никеля - от 6 до 12 г/т (в среднем - 9 г/т). В качестве сопутствующих компонентов отмечено присутствие натрия (20-50 г/т), железа (50-300 г/т), меди (13-23 г/т).