Свойства нефти, газа и конденсата

На месторождении исследовано 199 глубинных проб нефти, из них 73 представительных, 134 поверхностных, из них качественных 127, 85 проб свободного газа и 3 пробы конденсата. Параметры нефти и газа, в соответствии с требованиями ГКЗ, приняты по результатам исследования их методом дифференциального дегазирования.

Физико-химические свойства пластовой нефти приведены в табличном приложении П. 2.6 разд. 7 [20], физико-химические свойства поверхностной нефти – П. 2.19, состав газа, растворенного в нефти (ступенчатое дегазирование) – П. 2.20, характеристика свободного газа – П. 2.21, компонентный состав пластового газа – П. 2.22. Ссылка на зависимости физических свойств от давления по пластам и поднятиям (Пересчет запасов [20], разд.7, рис. 7.1 - 7.15).

Пласт В₃В₄

Отсепарированный газ из залежей Веслянского и Губановского поднятий легкий, обогащен метаном (от 68.1 до 78.4%), среднеазотный (11.5 -20.4%), жирный (С_2+высш. до 13%), количество сероводорода в нем превышает санитарные нормы (0.1%).

Свободный газ на Кокуйском поднятии был исследован в 27 скважинах, содержание метана в газе колеблется от 74.51 до 84.76%. Пластовый газ содержит конденсат, в 1972 г. ВНИИГазом на установке ЛПГ-1 исследовались на газоконденсатность пробы из скв. 71. В результате установлено, что выход сырого конденсата колеблется в пределах 32 - 38 г/м³, плотность его составляет 0.665 г/см³, пределы кипения – от 34 до 168 ⁰С, т.е. он целиком состоит из бензиновых фракций. Суммируя компоненты сырого конденсата и отсепарированного газа, рассчитан состав газа в пластовых условиях: среднеметановый (76.8%), среднеазотный (11.05%), жирный (12.10% гомологов метана).

Пласты Бш₁, Бш₂, Бш₃

По характеру пластовых флюидов башкирские залежи являются газоконденсатнонефтяными. Особенностью их является наличие газовых шапок, что затрудняет отбор глубинных проб нефти и объясняет незначительное количество качественных (15 из 44) проб.

По результатам исследований поверхностных и пластовых проб по всем основным параметрам нефти близки. Несколько отличается нефть Макаровского поднятия – она легче (0.832 - 0.840 г/см³ против 0.839 -
0.856 г/см³), имеет меньший объемный коэффициент (1.160-1.183 против 1.201-1.221). С учетом этого для башкирских пластов Лужковского и Макаровского поднятий приняты параметры по результатам исследования пластовых проб из скв. 96 и 98 Макаровского поднятия. Для Кокуйского, Веслянского, Губановского, Ясыльского поднятий физико-химические свойства приняты как среднее от суммы башкирских проб, отобранных на Кокуйском, Веслянском, Ясыльском поднятиях.

На Макаровском поднятии тонна нефти содержит 109.6 м³ малометанового, малоазотного, высокожирного, сернистого газа. Нефть легкая, маловязкая как в пластовых (плотность 0.792 г/см³, вязкость 1.53 мПа×с), так и в стандартных условиях (0.840 г/см³ и 5.14 мм²/с, соответственно). Давление насыщения в них изменяется от 9.7 до 10.35 МПа и значительно отличается от пластового (12.95 МПа), т.е. отобраны частично дегазированные пробы. Достоверные параметры можно получить по графику изменения свойств нефти от давления.

Усредненные физико-химические характеристики следующие:

- газонасыщенность – 96.5 м³/т;

- объемный коэффициент – 1.171;

- плотность пластовой нефти – 0,785 г/см³;

- вязкость – 1.32 мПа×с.

После дегазирования:

- плотность – 0.836 г/см³;

- вязкость – 5.10 мм²/с.

На Веслянском, Кокуйском, Ясыльском поднятиях по представительным глубинным пробам нефти в скв. 82 давление насыщения нефти газом составило 11.9 МПа, в пробах смешанной нефти в скв. 83 (Веслянское) Р_нас изменяется незначительно (12.30 - 12.70 МПа), в среднем равно 12.50 МПа.

На Кокуйском поднятии из скв. 27 (пласт Бш₂) исследованы 6 представительных проб из 7, все из скв. 81 (пласт Бш₃). Имеются некоторые различия в параметрах пластовой нефти из этих скважин, что объясняется расположением их на структуре, т.к. сепарированные нефти в целом пластов Бш₂ и Бш₃ близки по качеству.

На Ясыльском поднятии в скв. 77 (пласт Бш₁) получены 4 пробы, по соотношению давлений характеризующие нефть на стадии разгазирования (Р_нас от 9.05 до 9.30 МПа, Р_пл=12.95 МПа), т. к. в пласте есть газовая шапка. Истинные параметры нефти получены по графику разгазирования при давлении насыщения, равном 12.20 МПа и близком пластовому.

Из пласта Бш₂ на Ясыльском поднятии в представительной глубинной пробе нефти давление насыщения равно 9.25 МПа, плотность и вязкость пластовой нефти составляют соответственно 0.786 г/см³ и 1.33 мПа×с. По расчетным данным при дифференциальном дегазировании из нефти выделяется 88.6 м³/т газа, плотность ее возрастает до 0.855 г/см³, вязкость – до 9.42 мм²/с, объем уменьшается в 1.201 раза.

Усредненные данные дифференциального дегазирования нефти, полученные по всем представительным пробам экспериментальным и расчетным путем, приняты в качестве исходных для каждого пласта башкирской залежи Веслянского, Кокуйского, Ясыльского и Губановского поднятий. Эти параметры следующие:

- давление насыщения – 11.24 МПа;

- газосодержание – 103.5 м³/т;

- объемный коэффициент – 1.211;

- плотность пластовой нефти – 0.778 г/см³;

- плотность разгазированной нефти – 0.850 г/см³;

- динамическая вязкость – 1.37 мПа×с;

- кинематическая вязкость – 7.56 мм²/с.

Пробы поверхностной нефти на Макаровском поднятии отобраны из пласта Бш₁ в скв. 37 и 91. По результатам анализа качественной пробы из скв. 91 нефть средняя по плотности (0.869 г/см³), вязкая (15.06 мм²/с). В пласте Бш₂ (скв. 98, 1425, 1427) нефть несколько лучшего качества: легкая (плотность 0.843 - 0.856 г/см³), менее вязкая (8.17 - 13.43 мм²/с).

По усредненным данным башкирская нефть легкая, маловязкая, смолистая, парафинистая, сернистая, обогащена бензино-керосиновыми компонентами (59%) с температурой замерзания (до -4 ⁰С).

Сепарированная нефть в южной части залежи (Веслянское, Кокуйское, Ясыльское, Губановское) изучена по 36 пробам из 27 скважин. Свойства и состав ее во всех пробах близки, несмотря на то, что получена она из разных пластов. В целом нефть средняя по плотности (0.861 г/см³), вязкая (11.61 мм²/с), смолистая (12.32%), парафинистая (4.05%), сернистая (1.86%), состоит наполовину из легких фракций, температура замерзания от +5 до -20 ⁰С н/з.

Компонентный состав газа дифференциального дегазирования на Макаровском поднятии рассчитан по корреляционным уравнениям из данных однократного дегазирования (скв. 96). Газ классифицируется как малометановый (55.40%), малоазотный (8.00%), высокожирный (36.00% гомологов метана). Сероводород в газе не определен. В попутном газе из этой же скважины содержится 0.8% сероводорода.

Нефтяной газ ступенчатой дегазации на Кокуйском и Веслянском поднятиях, выделенный из глубинной пробы нефти в скв. 82, и газ, полученный расчетным путем из данных однократного дегазирования в скв. 83, 27, 81, по составу идентичны и классифицируются как малометановые (57.13%), малоазотные (4.71%), высокожирные (>30% С_2+высш), содержат значительное количество сероводорода (0.92%).

Газ газовой шапки на Лужковском поднятии исследован в скв. 148. Газ легкий (плотность 0.719 г/л), обогащен метаном (72.00%), содержит 16.00% азота и 11.50% гомологов метана. В газе содержание сероводорода выше санитарных норм (0.2%).

Свободный газ на Макаровском куполе (скв. 95, 97) по составу несколько отличается. Он содержит меньшее количество метана (68.40%), больше азота (19.00%) и высокомолекулярных УВ (12.60%), однако имеет единую с газом из скв. 148 классификацию: среднеметановый, среднеазотный, жирный. Сероводород в газе не определен. На остальных поднятиях (исключая Губановское, где отсутствует газовая шапка) свободный газ исследовали из трех пластов. Из пласта Бш₁ отбирали и анализировали газ в скв. 24, 140, 1401, 1431, Бш₂ – в скв. 537, 569, 1093, 1097, в остальных скважинах брали и исследовали смешанные пробы из пластов Бш₁₊₂, Бш₂₊₃ и Бш₁₊₂₊₃. Всего проанализировано 19 проб свободного газа, близких по составу и имеющих единую классификацию: среднеметановый, среднеазотный, жирный, сернистый, в отдельных скважинах (1431 и 1097) высокосернистый (1.10% сероводорода).

Основываясь на сделанных ранее выводах о близости свойств нефти во всех башкирских пластах, можно предположить также идентичность свойств газа. Поэтому усредненные параметры газа газовых шапок по пластам Бш₁, Бш₂ и Бш₃.

Газ газовой шапки в скв. 73 был исследован ВНИИГазом, определены газоконденсатные факторы по сырому и стабильному конденсатам. Выход сырого конденсата составил от 23 до 33 г/м³, стабильного – значительно меньше (от 16 до 23.50 см³/м³). В среднем по залежи газоконденсатный фактор – 23 г/м³. Пластовый газ башкирской залежи по составу близок верейскому. Он содержит около 74% метана, более 12% азота и свыше 13% прочих углеводородов. Сырой конденсат плотностью 0.670 г/см³, выкипает при более высокой температуре (231 ⁰С), почти на 90% состоит из бензинов, которые характеризуются невысоким октановым числом (68.2) и значительным содержанием серы (0.26%). Остались неизученными свойства стабильного конденсата. Для получения окончательных выводов необходимо проведение дополнительных исследований в летний период.