Геологический раздел Общие сведения о месторождении

Физико-химические свойства нефти, газа, воды Вятской площади Арланского месторождения

Свойства нефти в пластовых условиях
Нефть терригенной толщи нижнего карбона
Для определения свойств нефти залежей терригенной толщи нижнего карбона в пластовых условиях исследовано 36 проб из 13 скважин. Нефти пластов С₁I, С₁IVo, С₁IV, С₁V и С₁VIо раздельно не исследованы, а по пластам С₁II, С₁III и С₁VI имеется ограниченное количество проб (С₁II – 3 пробы, отобранные из скв. 12, С₁III – 4 пробы из скв. 7, 8, С₁VI – 3 пробы из скв. 11). Большая часть проб представляет собой смесь нефтей двух и более пластов.
При исследовании глубинных проб нефтей изучались плотность и вязкость нефтей в пластовых условиях и при давлении насыщения; определялись плотность газа, газосодержание, объёмный коэффициент и другие физические параметры пластовой нефти и растворённого в ней газа[1, 2].
Таблица 1.
Геолого-физическая характеристика залежей КПО
Вятской площади Арланского месторождения

Таблица 2.
Геолого-физическая характеристика залежей ТТНК
Вятской площади Арланского месторождения

Пластовое давление при отборе проб в среднем составляло 11,9 МПа, пластовая температура – 26С. Давление насыщения нефти терригенной толщи нижнего карбона Вятской площади составляет в среднем 8,2 МПа, начальное пластовое давление – около 14 МПа.
Объёмный коэффициент и вязкость нефти в зависимости от давления изменяются незначительно. Относительно лёгкие по плотности нефти приурочены к центральным (купольным) зонам залежей. Нефти периферийных и водонефтяных зон имеют ухудшенные показатели.
Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 20,3 до 27,3 мПас и в среднем оставляет 24,16 мПас, среднее газосодержание равно 16,4 м³/т, диапазон значений от 10,0 до 21,7 м³/т.
Объемный коэффициент нефти при пластовом давлении равен 1,037, интервал изменения 1.027-1.055.
Плотность нефти в пластовых условиях равна 882 кг/ м³, плотность в поверхностных условиях – 891 кг/м³.
Нефть каширо-подольских отложений среднего карбона
Пластовые пробы нефти были отобраны из пласта П₃ (5 проб из скв. 39, 318, 13429, 13503) и пласта К₁ (4 пробы из скв. 39, 13491, 13514). Большинство проб отобрано при эксплуатации скважин совместным фильтром. Всего отобрано 9 проб из 6 скважин.
Характеристики пластовых и поверхностных проб нефтей по пластам существенно не различаются. При сравнении проб, отобранных из разных пластов, также отмечается их идентичность, поэтому параметры нефти и газа приняты как среднеарифметические величины по всем пробам, отобранным из раздельно и совместно опробованных пластов в целом по разрезу и по всей площади.
Пластовое давление при отборе проб в среднем составляло 8,4 МПа, пластовая температура –21С. Давление насыщения нефти Каширо-Подольских отложений значительно ниже пластового и составляет в среднем 1,53 МПа, начальное пластовое давление – около 9,6 МПа.
Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 10.78 до 14.72 мПас и в среднем оставляет 12.74 мПас, среднее газосодержание равно 13.1 м³/т, диапазон значений от 10.6 до 17 м³/т.
Объемный коэффициент нефти при пластовом давлении равен 1.037, интервал изменения 1.023-1.065.
Плотность нефти в пластовых условиях равна 863 кг/м3, плотность в поверхностных условиях – 874 кг/м³.
Свойства нефти в поверхностных условиях
Нефть терригенной толщи нижнего карбона
Нефть терригенных отложений нижнего карбона в поверхностных условиях тяжёлая, ее плотность в среднем составляет 891 кг/м³ (интервал изменения от 883 до 903 кг/м³). Средняя вязкость дегазированной нефти при 20С равна 40.5 мПас, диапазон значений вязкости – от 30 до 70 мПас.
Нефть терригенной толщи нижнего карбона высокосернистая (массовое содержание серы – 2.53%), парафинистая (3.44%). Содержание смол и асфальтенов составляет 24.88%.
Выход легких фракций (от температуры начала кипения до 300 С) составляет 39.7% по объему.
На Вятской площади по пробам, отобранным в мае 1992 г., было определено содержание ванадия и никеля в пластовой нефти. Содержание ванадия (V) изменяется от 83 (скв. 6460) до 199 г/т (скв. 6880), никеля (Ni) от 43 (скв. 6797) до 116 г/т (скв. 6880), составляя в среднем соответственно 110 и 62 г/т.
Нефть каширо-подольских отложений среднего карбона
Нефть Каширо-Подольских отложений в поверхностных условиях тяжёлая, ее плотность в среднем составляет 874 кг/м³ (интервал изменения от 866 до 880 кг/м³) . Средняя вязкость разгазированной нефти при 20С равна 17.5 мПас, диапазон значений вязкости – от 13.9 до 23.4 мПас.
Нефть пластов КПО высокосернистая (массовое содержание серы – 2.37%), парафинистая (2.8%). Содержание смол и асфальтенов составляет 21.57%.
Выход легких фракций (от температуры начала кипения до 300 С) составляет 72,5% по объему.
Содержание ванадия (V) в нефти составляет 50.2 г/т, содержание никеля – 18.1 г/т.
Компонентный состав газа, растворенного в нефти
По составу растворенный в нефти газ терригенной толщи нижнего карбона углеводородный. Преобладающими компонентами являются этан (С₂Н₆) и пропан (С₃Н₈), молярная доля которых соответственно равна 12.60 и 17.78%, среднее содержание метана (СН₄) – 7.89 %, бутанов (iС₄Н₁₀ + n С₄Н₁₀) – 9,79%, пентанов ((iС₅Н₁₂ + n С₅Н₁₂) – 4,0%, высших углеводородов (С₆Н₁₄ + в) – 1.15%. Преобладающим компонентом растворенного газа является азот – 46.08%. Содержание углекислого газа не превышает 2%, сероводород не обнаружен.
Плотность газа изменяется в интервале от 1.130 до 2.0 кг/м³ и в среднем составляет 1.46 кг/м³. По плотности и составу растворенный в нефти пластов ТТНК газ относится к тяжелым и жирным.
Исследования на содержание гелия в газе на Вятской площади не проводились. Содержание гелия в попутных газах Арланского месторождения является некондиционным (0.011%) и учёту не подлежит.
В компонентном составе газа, выделенного из пластовой нефти каширо-подольских отложений выявлены углеводородные соединения от метана до гептана. Преобладающими компонентами являются этан (С₂Н₆) и пропан (С₃Н₈), молярная доля которых соответственно равна 24.8 и 34.2%, среднее содержание метана (СН₄) – 5 %, бутанов (iС₄Н₁₀ + n С₄Н₁₀) – 16.74%, пентанов ((iС₅Н₁₂ + n С₅Н₁₂) – 4.82%, высших углеводородов (С₆Н₁₄ + в) – 1.12%. Содержание азота – 9.08%. Углекислый газ и сероводород не обнаружены.
Плотность газа составляет 1.79 кг/м³. По плотности и составу растворенный в нефти пластов КПО газ относится к тяжелым и жирным.
Физико-химическая характеристика пластовых вод
В гидрохимическом отношении пластовые воды визейских отложений являются рассолы хлоридно-кальциевого типа с плотностью 1181 кг/м³ и общей минерализацией 271.8 г/л. Вязкость воды в пластовых условиях - 1.6 мПа·с, коэффициент сжимаемости - 2.6×10^-4/ МПа.
Пластовые воды, отобранные из отложений каширско-гжельского водоносного комплекса, по своему химическому составу также являются рассолами хлоридно-кальциевого типа с минерализацией – 227.4 г/л и плотностью – 1.169 г/см³. Вязкость в пластовых условиях составляет 1.7 мПа*с.

4.