Свойства и состав пластовых флюидов

Свойства и состав нефти, газа и воды Малобалыкского месторождения определены по пластам АС4, АС5-8 и ачимовской пачке. Как видно из таблицы, по количеству отбора глубинных проб наиболее хорошо охарактеризована ачимовская пачка (56 скважин, 110 проб). По пласту АС5-8 отобрано всего четыре глубинные пробы из четырех скважин. Следовательно, для дополнения и уточнения параметров пластовых флюидов пласта АС5-8 необходимо предусмотреть отбор и комплексное исследование продукции скважин в соответствии с существующими требованиями и рекомендациями.
Поверхностные пробы нефти отбирались с устья скважин в чистые бутылки и документировались.
При отборе глубинных проб скважины переводились на режим с возможно меньшей депрессией. Необходимая длительность работы скважины определялась по стабилизации пластового и забойного давлений. Отбор глубинных проб из скважин проводился пробоотборниками типа ВГШ-300 и ПД-3М при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном (жидком) состоянии. При этом в обязательном порядке производился замер пластовой температуры, а также глубины отбора пробы, давления на глубине отбора и на устье скважины. Глубина отбора выбиралась с расчетом, чтобы забойное давление значительно превышало давление насыщения. Из одной скважины отбирается не менее трех проб.
Исследование свойств отобранных поверхностных и глубинных проб пластовых флюидов выполнялось в аккредитованных лабораториях геолого-тематической партии по подсчету запасов нефти ОАО "Юганскнефтегаз", СибНИИНП, а также в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии.
Исследования проводились в соответствии с требованиями, предъявляемыми к изучению глубинных проб нефти для подсчета запасов. Основным критерием оценки качества глубинных проб является сопоставимость по физическим характеристикам параллельно отобранных проб. К низкокачественным относятся пробы, данные которых значительно отличаются от средних величин рассматриваемой выборки.
Изучение физических свойств пластовых нефтей на образцах глубинных проб проводилось двумя методами:
- методом однократного (стандартного) разгазирования;
- методом дифференциального (ступенчатого) разгазирования.
Информация о результатах экспериментального изучения свойств и состава нефтей, принятая за основу при выводе средних значений параметров, представлена в таблицах 2.3-2.5.
Как видно из таблицы 2.3, пластовые нефти Малобалыкского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений (от 20.4 – для пласта АС4 до 24.4 МПа – для ачимовской пачки) и температур (от 74.0 – для пласта АС5-8 до 86.4 0С – для ачимовской пачки).
В условиях пласта нефти недонасыщены газом, давление насыщения их намного ниже пластового и изменяется в диапазоне от 6.66 (пласт АС5-8) до 9.75 МПа (ачимовской пачки). По значениям вязкости в пластовых условиях, нефти месторождения относятся к маловязким.
По результатам хроматографического анализа, в компонентных составах жидкой и газовой фаз пластовой и разгазированной нефтей месторождения (таблица 2.4) cероводород отсутствует; концентрация нормальных углеводородов выше концентрации их изомеров.
Нефтяной газ жирный. Газ, выделяющийся при однократном разгазировании нефти АС5-8 в стандартных условиях, более обогащен тяжелыми углеводородами (С6Н14 + высшие – 1.73 %), чем газ пластов АС4 и ачимовской пачки, молярная доля метана в пласте АС5-8 ниже (18.45 %), чем в АС4 и ачимовской пачке (21.23 и 22.55 % соответственно).
В процессе выполнения стандартного разгазирования и сопутствующих операций определялись основные параметры газонасыщенной нефти в условиях пласта: давление насыщения нефти газом, плотность и вязкость однофазной жидкости при давлении и температуре пласта, газосодержание, характеристики дегазированной нефти и нефтяного газа и т.д

. в соответствии с положениями.
Таблица 2.3 – Свойства нефти
Наименование Количество
исследованных Диапазон
изменения Среднее значение
скважин проб
1
2 3 4 5
Пласт АС4
Пластовое давление, МПа 9 9 20.0 – 21.0 20.4
Пластовая температура, 0С 9 9 73 – 82 75.0
Давление насыщения газом, МПа 9 9 3.96 – 10.08 7.13
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа 10-4 9 9 5.64 – 10.00 8.92
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т 9 9 29.41 – 35.36 33.9
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1 = 1.27 МПа
Т1 = 20 0С 9 9 - 25.0
Р2 = 0.66 МПа
Т2 = 20 0С 9 9 - 1.2
Р3 = 0.26 МПа
Т3 = 50 0С 9 9 - 0.6
Р4 = 0.11 МПа
Т4 = 40 0С 9 9 - 1.2
Суммарное газосодержание, м3/т 9 9 26.0 – 32.0 28.0
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. 9 9 1.081 – 1.240 1.127
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. 9 9 1.082 – 1.213 1.112
Плотность, кг/м3 9 9 745.2 – 840.0 807.1
Вязкость пластовой нефти, мПа·с
3 3 - 3.24
Пласт АС5-8
Пластовое давление, МПа 4 4 20.6 – 21.0 20.8
Пластовая температура, 0С 4 4 74.0 – 74.0 74.0
Давление насыщения газом, МПа 4 4 6.24 – 7.04 6.66
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа 10-4 4 4 8.00 – 10.00 9.33
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т 4 4 24.32 – 35.91
32.0
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1 = 1.27 МПа
Т1 = 20 0С 4 4 - 23.6
Р2 = 0.66 МПа
Т2 = 20 0С 4 4 - 1.6
Р3 = 0.26 МПа
Т3 = 50 0С 4 4 - 0.7
Р4 = 0.11 МПа
Т4 = 40 0С 4 4 - 2.1
Суммарное газосодержание, м3/т 4 4 21.0 – 30.0 28.0
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. 4 4 1.080 – 1.112 1.096
Продолжение таблицы 2.3
1
2 3 4 5
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. 4 4 1.066 – 1.091
1.082
Плотность, кг/м3 4 4 821.0 – 835.7 829.6
Вязкость пластовой нефти, мПа·с
6 5 - 2.22
Ачимовская пачка
Пластовое давление, МПа 56 110 20.0 – 30.0 27.8
Пластовая температура, 0С 56 110 80.0 – 99.0 86.4
Давление насыщения газом, МПа 56 110 2.70 – 14.20 9.75
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа 10-4 53 107 10.00 – 15.00 12.74
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т 56 110 55.07 – 90.49 73.2
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1 = 1.27 МПа
Т1 = 20 0С 40 41
53.8
Р2 = 0.66 МПа
Т2 = 20 0С 40 41
4.9
Р3 = 0.26 МПа
Т3 = 50 0С 40 41
4.6
Р4 = 0.11 МПа
Т4 = 40 0С 40 41
7.7
Суммарное газосодержание, м3/т 40 41
71.0
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. 56 110 60.0 – 80.0 1.216
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. 40 41 1.090 – 1.340 1.173
Плотность, кг/м3 56 110 726.2 – 830.1 769.2
Вязкость пластовой нефти, мПа·с
10 21 0.74 – 1.73 1.13
При дифференциальном процессе дегазация глубинных проб проводилась в несколько ступеней, условно моделирующих типовые параметры промысловой подготовки продукции скважин. Результаты дифференциального разгазирования использованы при обосновании подсчетных и технологических параметров продукции скважин.
Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также нефтяного газа определялся методом газожидкостной хроматографии