Анализ эффективности системы разработки Вахского нефтяного месторождения (Тюменская область)
2.5 Свойства и состав нефти, газа и воды
Согласно исследованиям пластовой нефти, прежде всего проявляется значительная недонасыщенность нефти газом, в связи с этим наблюдается низкий объемный коэффициент (1,216-1,237) и высокий коэффициент пережатия (давление насыщения почти вдвое ниже начального пластового).
Низкое содержание смолисто-асфальтеновых соединений (8,6 - 10,4 %), высокое - легких погонов нефти предопределило и другие благоприятные (с позиции разработки) характеристики флюидов: легкие, маловязкие (1,03 - 1,27 мПа х с). По значениям остальных характеристик (в соответствии с существующей классификацией) нефти рассматриваются как парафинистые (2-3%), малосернистые.
Состав попутного газа по всем объектам характеризуется как жирный (содержание метана 66-68%) при небольшом содержании углекислого газа, азота и инертных газов.
Пластовые и закачиваемые сеноманские воды рассматриваемых месторождений имеют в целом низкую плотность, практически одинаковую с пресной, что согласуется с невысокой минерализацией.
Сведения о физических свойствах, газосодержании пластовых вод отсутствуют, целенаправленных отборов проб и исследований не проводилось.
При проведении гидродинамических расчетов используется вязкость пластовой воды, которая при незначительном газосодержании, в основном, зависит от температурных условий. В практике работ проектирования широко используется соответствующая зависимость, полученная в СибНИИНП. Согласно последней, вязкость пластовой воды 0,40.
Таблица 2.1. Свойства пластовой нефти
Параметры |
Вахское |
|
Пласт |
Ю1 |
|
Пластовая температура С0 |
91 |
|
Давление насыщения МПа |
8 |
|
Газосодержание, м3/т |
86,5 |
|
Газовый фактор,м3/т |
71,6 |
|
Объемный коэффиецент при дефференциальном разгазировании,м3/м3 |
1,237 |
|
Плотность пластовой нефти Мпа*с |
738,9 |
|
Вязкость пластовой нефти Мпа*с |
1,22 |
|
Количество определений |
||
однократного разгазирования |
||
диффер. |
55 |
|
Разгазир. |
17 |
|
Таблица 2.2 Физико-химическая характеристика поверхностных проб нефтей.
Параметры |
Вахское |
|||
Ю1 |
Ю1 |
Ю2 |
||
Плотность, г/см3 |
0,845 |
0,848 |
0,849 |
|
Температура застывания,С0 |
-15,8 |
-17 |
-12,7 |
|
Содержание, % Серы |
0,54 |
0,54 |
0,42 |
|
Смол |
6,82 |
7,03 |
7,78 |
|
Асфальтенов |
1,83 |
2,1 |
2,6 |
|
Парафинов |
2,26 |
2,99 |
2,73 |
|
Вязкость, мПа*с при 20С0 |
7,67 |
7,19 |
10,3 |
|
При 50С0 |
3,53 |
3,45 |
4,28 |
|
Выход фракций,% объемный |
||||
100С0 |
5 |
9 |
4 |
|
150С0 |
18 |
29 |
13 |
|
200С0 |
30 |
33 |
25 |
|
300С0 |
51 |
54 |
48 |
Таблица 2.3 Компонентный состав нефтяного газа (мольное содержание, %)
Параметры |
Вахское |
|
Пласт |
Ю1 |
|
Углекислый газ |
1,18 |
|
Азот+редкий в т.ч.гелий |
1,4 |
|
Метан |
66,24 |
|
Этан |
8,59 |
|
Пропан |
12,34 |
|
Изобутан |
1,9 |
|
Нормбутан |
5,57 |
|
Изопентан |
0,88 |
|
Остаток (С6 и выше) |
0,65 |
|
Молекулярная масса |
26,01 |
|
Плотность, кг/м3 |
1,09 |
Таблица 2.4. Характеристики закачиваемой сеноманской и пластовой воды
Параметры |
Вахское |
|
Пласт |
Ю1 |
|
Пластовая вода: |
||
плотность,г/см3 |
1,022 |
|
общая минерализация,г/л |
36 |
|
Сеноманская вода: |
||
плотность,г/см3 |
1,01 |
|
общая минерализация,г/л |
9,4 |