Геологическое строение, анализ литологического состава и коллекторских свойств продуктивного пласта первомайского месторождения (Томская область)
2.3.1 Свойства пластового флюида
Нефть Первомайского месторождения в пластовых условиях характеризуется низкой плотностью и вязкостью, высокой степенью пережатия (давление насыщения ниже плостового почти вдвое). Плотность пластовой нефти изменяется от 0,679 до 0,810г/смі, в среднем 0,764 г/смі, плотность сепарированной нефти изменяется от 0,796 до 0,867 г/смі, среднее значение - 0,844 г/смі. По результатам дифференциального разгазирования среднее значение плотности составляет 0,839 г/смі. Для залежи наблюдается общая тенденция увеличения этого параметра по мере возрастания глубины залегания пласта.
Вязкость пластовой нефти в среднем составляет 1,15 мПас, сепарированной нефти в среднем 5,47 мПас. Возможно, это связано с низкой величиной газонасыщенности (49,6 мі/т).
Объемный коэффициент, учитывающий степень уменьшения объема пластовой нефти на поверхности, колеблется в пределах 1,08 - 1,33, среднее значение его равно 1,186 при контактном и 1,159 при дифференциальном разгазировании (таблицы 2.1 - 2.5) /8/.
Состав растворенного в нефти газа приводится по результатам дифференциального разгазирования пластовой нефти в рабочих условиях. Газ относится к жирным и содержит 65,56 % метана, до 28 % тяжелых углеводородов, небольшое количество углекислого газа (1,12 %), азота и редких компонентов 2,6 %. Абсолютная плотность газа составляет в среднем 1,088 г/смі, относительная 0,903 г/смі. Газосодержание сравнительно невысокое и составляет при контактном способе разгазирования - 54,5 мі/т, при дифференциальном - 49,6 мі/т. Отмечается закономерное уменьшение величины газосодержания с глубиной и к поверхности ВНК.
В поверхностных условиях нефть характеризуется как легкая, плотность ее составляет в среднем 0,844 г/смі. Нефть маловязкая, сернистая (содержание серы 0,69 %), парафинистая с содержанием парафинов 2,64 %, имеет низкую температуру кипения плюс 67,5°С и высокий выход легких фракций, выкипающих до 300°С.
Нефть Первомайского месторождения относится к нафтеново-метановому типу. По групповому составу нефть в целом содержит: ароматических углеводородов - 18,61 %, нафтеновых - 28,56 %, метановых - 38,75 % (табл.2.5) /8/.
Среднее содержание в нефти асфальтенов составляет 2,2 %, смол сернокислых - 17,8 %, силикагелевых - 7,59 %. Наряду с высоким качеством нефти по ее химическому составу, она обладает также высокими товарными качествами. Нефть Первомайского месторождения согласно ГОСТа 11954-66 может быть рекомендована для получения вязких дорожных битумов.
Таблица 2.1 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти Первомайского месторождения (пласт Ю10)
Компоненты |
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях |
Пластовая нефть |
|||
выделивш. газ |
нефть |
выделивш. газ |
нефть |
|||
Углекислый газ |
0,98 |
0,01 |
1,12 |
0,01 |
0,3 |
|
Азот + редкие |
2,28 |
0 |
2,6 |
0 |
0,69 |
|
Метан |
56,41 |
0,23 |
65,56 |
0,04 |
17,29 |
|
Этан |
6,72 |
0,2 |
7,44 |
0,3 |
2,13 |
|
Пропан |
15,45 |
1,82 |
13,16 |
3,38 |
5,96 |
|
Изобутан |
3,93 |
1,31 |
2,52 |
1,96 |
2,11 |
|
Норм. бутан |
8,21 |
3,98 |
4,74 |
5,45 |
5,26 |
|
Изопентан |
2,25 |
2,91 |
1,07 |
3,29 |
2,71 |
|
Норм. пентан |
2,18 |
3,75 |
1,0 |
4,08 |
3,27 |
|
Гексан |
||||||
Гептан |
1,59 |
85,79 |
0,79 |
81,49 |
60,23 |
|
Остаток (С8 + высш.) |
- |
- |
||||
Молекулярная масса |
30,62 |
180 |
26,18 |
173,41 |
134,65 |
|
Плотность |
||||||
-газа, кг/мі |
1,293 |
- |
1,088 |
- |
- |
|
-газа (относитель- ная по воздуху) |
1,056 |
- |
0,903 |
- |
- |
|
-нефти, кг/мі |
- |
844 |
- |
839 |
764 |
Таблица 2.2 - Средние значения параметров нефти, определенные по поверхностным пробам поисково-разведочных и эксплуатационных скважин
Пласт |
Ю10 |
|||
Количество проб |
89 |
|||
Плотность, г/смі |
0,844 |
|||
Содержание, % |
Серы |
0,69 |
||
парафина |
2,64 |
|||
асфальтенов |
2,2 |
|||
смол |
сернокислых |
17,8 |
||
силикагелевых |
7,59 |
|||
Вязкость при 20°С, мПа·с |
6,04 |
|||
Фракционный состав, % |
Н. к. |
67,5 |
||
100°С |
11,9 |
|||
150°С |
22,83 |
|||
200°С |
40,4 |
|||
250°С |
46,2 |
|||
300°С |
57,6 |
Таблица 2.3 - Средние значения параметров нефти, определенные по глубинным пробам поисково-оценочных скважин
Пласт |
Ю10 |
|||
Количество проб |
67 |
|||
Плотность нефти, г/смі |
пластовой |
0,764 |
||
сепарированной |
однократное разгазирование |
0,844 |
||
дифференциальное разгазирование |
0,839 |
|||
Вязкость, мПа·с |
пластовой нефти |
1,15 |
||
сепарированной нефти |
5,47 |
|||
Газосодержание, мі/т |
однократное разгазирование |
54,5 |
||
дифференциальное разгазирование |
49,6 |
|||
Объемный коэффициент |
однократное разгазирование |
1,186 |
||
дифференциальное разгазирование |
1,159 |
|||
Усадка, % |
14,84 |
|||
Давление насыщения, МПа |
6,3 |
|||
Плотность газа, г/смі |
однократное разгазирование |
1,273 |
||
дифференциальное разгазирование |
1,088 |