Геологическое обоснование доразведки Хасырейского нефтяного месторождения
1.5 Свойства и состав пластовых флюидов
Диапазон изменения и средние значения основных свойств пластовых флюидов представлены в таблице 1.4. Отметим, что Хасырейское месторождение представляет собой наклонно-залегающую структуру, что приводит к гравитационной сегрегации нефти по разрезу. Поэтому при определении свойств нефти, используемых для подсчета запасов и проектирования разработки, необходимо учитывать изменение свойств нефти в зависимости от глубины. В качестве рекомендуемых для разработки в таблице 1.4 представлены свойства нефти, приведенные к глубине 2200 м.
"right">Таблица 1.4Свойства нефти пластов D1 и S2, полученные усреднением представительных глубинных проб
Наименование |
Значение |
|
Пластовое давление, МПа |
24,9 |
|
Пластовая температура, 0С |
42 |
|
Давление насыщения газом, МПа |
20,1 |
|
Коэффициент сжимаемости, 10-4·1/МПа |
12,7 |
|
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/ т |
130 |
|
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, м3/м3 |
1,284 |
|
Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/ т |
117 |
|
Объемный коэффицент при дифференциальном разгазировании, м3/м3 |
1,243 |
|
Плотность разгазированной нефти (ОР), кг/м3 |
878 |
|
Плотность разгазированной нефти (ДР), кг/м3 |
869 |
|
Плотность пластовой нефти, кг/м3 |
775 |
|
Вязкость пластовой нефти, мПа·с |
2,34 |
Как видно из таблицы нефть в условиях пласта несколько недонасыщена газом, характеризуется большим газосодержанием. По значению вязкости в пластовых условиях нефть классифицируется как маловязкая.
Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также нефтяного газа определялся методом газожидкостной хроматографии. В пробах из скважины 2п (интервал опробования 2185-2200 м) и скважины 32п (интервал опробования 2140-2224 м) в составе пластовой нефти обнаружен сероводород в количестве 0,03 и 0,20% соответственно.
В таблице 1.5 представлен компонентный состав нефтяного газа. Из таблицы видно, что нефтяной газ жирный: коэффициент жирности составляет 41,4. По значению плотности при стандартном разгазировании нефть является средней.
Поверхностные пробы разгазированной нефти отбирались с устья скважин. На основании данных по физико-химическим свойствам и фракционному составу разгазированной нефти, представленных в сводной таблице 1.6, можно заключить, что в соответствии с технологической классификацией нефть пласта является сернистой, высокопарафинистой, малосмолистой. В связи с высоким содержанием парафина нефть имеет повышенную температуру застывания - около 210С. Этим же обстоятельством объясняется аномально высокая вязкость нефти при 200С (65,8 мм2/с). Выход фракций при разгонке до температуры кипения 3500С составляет около 50% объемных. Шифр технологической классификации нефти пласта D1 - IIТ2П3 .
По товарным свойствам нефть Хасырейского месторождения пригодна для получения осветительного керосина. Дизельные фракции характеризуются высоким цетановым числом и пригодны для получения летнего и зимнего дизельного топлива.
Газ, растворенный в воде, по составу относится к углеводородному типу. Среднее газосодержание составляет 1,34 м3/м3. Газовый состав пластовых вод представлен следующим образом (в % об.): метан 82,51; этан 4,44-8,0; пропан 1,24-3,26; бутан 0,19-0,54; пентан 0,06; гелий 0,035-0,152; углекислый газ 0,52; азот 4,63-10,02; водород 0,68-1,31. Сероводород в составе газа отсутствует.
"right">Таблица 1.5Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти пласта D1 (мольное содержание, %)
Наименование |
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях |
Пластовая нефть |
|||
выделившийся газ |
нефть |
выделившийся газ |
нефть |
|||
Сероводород |
Отсутствует |
|||||
Углекислый газ |
0,16 |
0 |
0,18 |
0 |
0,14 |
|
Азот + редкие |
4,41 |
0 |
4,88 |
0 |
2,31 |
|
Метан |
67,48 |
0,26 |
71,90 |
0,05 |
38,74 |
|
Этан |
11,11 |
0,34 |
11,68 |
0,51 |
6,63 |
|
Пропан |
8,23 |
1,11 |
7,22 |
2,91 |
5,08 |
|
Изобутан |
1,42 |
0,55 |
0,91 |
1,30 |
2,28 |
|
н-Бутан |
3,53 |
2,10 |
1,99 |
4,51 |
3,17 |
|
Изопентан |
1,16 |
1,75 |
0,45 |
2,73 |
1,67 |
|
н-Пентан |
1,33 |
2,89 |
0,47 |
4,11 |
2,58 |
|
Гексан + высшие |
1,12 |
91,00 |
0,33 |
83,88 |
37,27 |
|
Молекулярная масса |
24,9 |
258,0 |
22,3 |
242,0 |
119,8 |
|
Плотность, кг/м3 |
1,034 |
878 |
0,928 |
869 |
775 |
По содержанию парафина в нефти Хасырейское месторождение относится к высокопарафинистым (содержание парафина более 6%). На практике парафином называют АСПО - асфальтено-смоло-парафиновый осадок, который образуется при адсорбции асфальтенов и смол на парафине.
"right">Таблица 1.5Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти пласта D1
Наименование |
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|||
скважин |
проб |
|||||
Вязкость кинематическая, мм2/с |
при 20 0С |
4 |
13 |
35,5 - 104,4 |
65,8 |
|
при 40 0С |
11 |
11 |
10,8 - 17,4 |
12,3 |
||
при 50 0С |
5 |
5 |
9,0 - 10,1 |
9,4 |
||
Массовое содержание, % |
серы |
20 |
22 |
0,5 - 1,2 |
0,7 |
|
смол силикагелевых |
22 |
24 |
6,6 - 22,5 |
15,3 |
||
асфальтенов |
22 |
24 |
0,2 - 2,8 |
1,2 |
||
парафинов |
22 |
24 |
4,1 - 9,4 |
6,7 |
||
Температура застывания, 0С |
16 |
16 |
18 - 24 |
20,5 |
||
Температура начала кипения, 0С |
22 |
61 |
47 - 90 |
58,9 |
||
Температура насыщения парафином, 0С |
8 |
11 |
22 - 39 |
31 |
||
Температура плавления парафина, 0С |
16 |
16 |
58 - 68 |
62,4 |
||
Объемный выход фракций, % |
н.к. - 100 0С |
11 |
53 |
1 - 5 |
3,4 |
|
до 200 0С |
22 |
69 |
17 - 24 |
19,5 |
||
до 300 0С |
22 |
69 |
31 - 46,5 |
38,6 |
||
до 350 0С |
16 |
16 |
49,0 -50,5 |
49,5 |
||
Классификация нефти |
IIТ2П3 (ОСТ 38.01197-80) |