Физико-химическая характеристика нефтей разрабатываемых месторождений Удмуртии

21.11.2020

Определение физико-химических свойств нефтей продуктивных залежей месторождений Удмуртии проводилось на стандартной аппаратуре и стандартными методами, подробно изложенными в литературных источниках. Применяемая аппаратура позволяла проводить целый комплекс исследований, включающий однократное разгазирование, ступенчатое разгазирование, определение динамической и кинематической вязкости, определение температуры насыщения нефти парафином и др.

Классификация физико-химических параметров по количественному признаку проводилась по действующим в России ГОСТам. Так, в частности, по ГОСТ 912-66 «Нефти СССР. Технологическая классификация» оценивалось содержание серы, парафинов, смол и др. В соответствии с ГОСТ по содержанию серы нефти делятся на три класса: малосернистые (серы до 0,5 % вес.), сернистые (серы от 0,51 до 2 % вес.) и высокосернистые (серы более 1 % вес.). По содержанию парафинов нефти подразделяются на три вида: малопарафинистые с содержанием парафина до 1,5 % вес., парафинистые, в состав которых входит парафинов от 1,51 до 6 % вес., и высокопарафинистые с содержанием парафина свыше 6 % вес. По содержанию силикагелевых смол нефти также подразделяются на три группы: малосмолистые с содержанием смол до 8 % вес., смолистые, содержащие смол от 8 до 28 % вес., и высокосмолистые с содержанием смол более 28 % вес.

Физико-химические свойства нефтей разрабатываемых месторождений Удмуртии изменяются в широком диапазоне и характеризуются следующими величинами: плотность в поверхностных условиях изменяется от 830 до 926 кг/м3, вязкость в пластовых условиях - от 1,8 до 339,5 мПас, нефти содержат в своем составе серу в объеме от 0,8 до 30,6%, асфальтены - 0,5-7,4 %, парафины - от 1,7 до 7,7%. Газовый фактор нефтей изменяется от 3,3 до 32,5 м3/т. В попутном газе отдельных месторождений присутствует гелий. В высоковязких нефтях ряда месторождений отмечается повышенное содержание пятиокиси ванадия, а также никель. Физико-химическая характеристика нефтей некоторых месторождений Удмуртии приведена в табл. 1.1. Распределение запасов нефти по вязкости представлено в табл. 1.2.

Анализируя данные таблиц, можно сделать следующие выводы.

Доля высокой (> 30 мПас) и повышенной (от 10 до 30 мПа с) вязкости составляет 60,5%. Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых углеводородных соединений. Содержание парафина по различным месторождениям изменяется от 1,7 до 5,05 %. Наибольшая вязкость нефти наблюдается на Мишкинском (турнейский ярус) и Гремихинском месторождениях, здесь она превышает 75 мПас. Плотность нефти изменяется также в широком диапазоне от 883 (Ижевское месторождение) до 963 кг/м3 (Шарканская площадь). Пластовые воды минерализованные, содержание солей в них колеблется от 188 (турнейский ярус Лудошурского месторождения) до 300 мг-экв/л (тульские отложения Киенгопской площади). Большинство залежей высоковязкой нефти характеризуется начальным упруговодонапорным режимом.

Результаты исследований пластовых нефтей в пределах месторождений по исследованным залежам не остаются постоянными. Повышение вязкости и плотности нефти наблюдается в направлении от центральной части залежи к ее периферии, а также вблизи водонефтяных контактов. Распределение упомянутых параметров по толщине залежи сверху вниз происходит по такой же закономерности. В обратной зависимости изменяется давление насыщения нефти газом.

Следует отметить, что приведенную характеристику коллекторских свойств нефтенасыщенных толщин и физических свойств флюидов следует воспринимать как усредненную, типичную для большинства разрабатываемых месторождений. В то же время надо иметь в виду, что имеются нефтенасыщенные пласты с аномальновысокими показателями. Так, наиболее высокая проницаемость (до 0,50 мкм2) зафиксирована в продуктивных отложениях турнейского яруса Мишкинского месторождения, высокая вязкость нефти отмечается в черепетском горизонте Мишкинского месторождения (0,375-0,424 Па с, скв. 184, 1436, 253). Еще большая вязкость нефти определена во вновь вводимых залежах Дентемовского (яснополянский надгоризонт) и Мещеряковского (турней) месторождений (1.766-4,213 Па с, скв. 187, 3401, 3402).

Перечисленные выше показатели, характеризующие структуру запасов и коллекторские свойства залежей, а также физико-химические свойства нефти, и принятая система разработки обусловили средние и низкие дебиты скважин на основных разрабатываемых месторождениях. По этой причине весь фонд добывающих скважин относится к насосному способу эксплуатации. Дебит скважин по нефти находится в пределах 2,5-15,5 т/сут.

Для последующей ориентации в основных параметрах физико-химических свойств добываемых нефтей и отнесение их к той или иной группе (виду, классу) ниже приведем технологическую классификацию по следующим параметрам.
Физико-химическая характеристика нефтей разрабатываемых месторождений Удмуртии

Следует отметить, что физико-химические показатели нефти не только для месторождений, но и одной залежи могут значительно отличаться как во времени, так и в пространстве. Однако для многих залежей эти различия невелики. Для крупных месторождений, как правило, наблюдается четкая закономерность различия свойств нефти по площади и глубине. Так, на Ромашкинском месторождении выявлена четкая закономерность изменения свойств нефти в пластовых условиях от центра залежи к периферии. Коэффициент растворимости газа в нефти в центральной части близок к 0,58, а в направлении на запад и восток уменьшается до 0,47.

Плотность дегазированной нефти в центральной части минимальная, а к контуру залежи увеличивается, закономерно изменяется и состав растворенного газа: в центральной части газ богат метаном и характеризуется наименьшей плотностью, а к периферии в нем увеличивается содержание гомологов метана. Отмечается и изменение по различным площадям разработки температуры насыщения нефти парафином от 21 до 28° С.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2020
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна