Свойства и состав нефти,газа и воды

Нефть визейских отложений (табл. 6) характеризуется как нефть с повышенной вязкостью: динамическая вязкость изменяется от 8,30 до 24,10 мПа∙с, составляя в среднем 17,21 мПа∙с; со средней плотностью 0,8865 г/см³, варьирующей в диапазоне от 0,8430 до 0,8970 г/см³; средней газонасыщенностью равной 15,42 м³/т, изменяющейся от 11,20 до 18,10 м³/т, со средним давлением насыщения 6,30 МПа, изменяющимся в диапазоне от 5,44 до 9,02 МПа.

Нефть визейских отложений (табл. 6) характеризуется как нефть с повышенной вязкостью: динамическая вязкость изменяется от 17,75 до 22,30 мПа∙с, составляя в среднем 20,01 мПа∙с; со средней плотностью 0,8862 г/см³, варьирующей в диапазоне от 0,8850 до 0,8900 г/см³; средней газонасыщенностью равной 12,35 м³/т, изменяющейся от 11,60 до 13,05 м³/т, со средним давлением насыщения 7,23 МПа, изменяющимся в диапазоне от 5,51 до 8,55 МПа.

Нефть визейских отложений (табл. 6) характеризуется как нефть с повышенной вязкостью: динамическая вязкость изменяется от 12,00 до 19,50 мПа∙с, составляя в среднем 16,30 мПа∙с; со средней плотностью 0,8790 г/см³, варьирующей в диапазоне от 0,8630 до 0,8930 г/см³; средней газонасыщенностью равной 13,58 м³/т, изменяющейся от 11,50 до 15,90 м³/т, со средним давлением насыщения 7,10 МПа, изменяющимся в диапазоне от 5,23 до 8,88 МПа.

Свойства нефти в поверхностных условиях

Поверхностная нефть визейских отложений (табл. 7) характеризуется как нефть битуминозная по плотности, изменяющейся в диапазоне от 0,8876 до 0,9057 г/см³, составляющей в среднем 0,8971 г/см³; высокосмолистая: массовое содержание силикагелевых смол изменяется в диапазоне от 13,80 до 20,80 %, составляя в среднем 16,80 %; парафинистая: массовое содержание парафина варьирует в диапазоне от 2,31 до 8,10 %, составляя в среднем 4,32 %; высокосернистая: массовое содержание серы изменяется в пределах от 2,09 до 3,18 %, составляя в среднем 2,48 %.

Поверхностная нефть визейских отложений (табл. 7) характеризуется как нефть битуминозная по плотности, изменяющейся в диапазоне от 0,8870 до 0,9163 г/см³, составляющей в среднем 0,9055 г/см³; высокосмолистая: массовое содержание силикагелевых смол изменяется в диапазоне от 14,10 до 22,10 %, составляя в среднем 19,83 %; парафинистая: массовое содержание парафина варьирует в диапазоне от 3,40 до 5,80 %, составляя в среднем 4,45 %; высокосернистая: массовое содержание серы изменяется в пределах от 2,15 до 3,16 %, составляя в среднем 2,66 %.

Поверхностная нефть визейских отложений (табл. 7) характеризуется как нефть тяжелая по плотности, изменяющейся в диапазоне от 0,8841 до 0,9055 г/см³, составляющей в среднем 0,8924 г/см³; высокосмолистая: массовое содержание силикагелевых смол изменяется в диапазоне от 5,80 до 20,90 %, составляя в среднем 15,62 %; парафинистая: массовое содержание парафина варьирует в диапазоне от 2,00 до 14,40 %, составляя в среднем 4,28 %; высокосернистая: массовое содержание серы изменяется в пределах от 1,90 до 4,80 %, составляя в среднем 2,33 %.

Растворенный в нефти газ

Попутный газ визейской залежи по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота 38,43 %), с относительным удельным весом газа по воздуху - 1,289, содержанием метана – 8,10 %, этана – 12,95 %, пропана – 21,86 %.

Попутный газ визейской залежи по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота 41,12 %), с относительным удельным весом газа по воздуху - 1,192, содержанием метана – 7,19 %, этана – 11,52 %, пропана – 18,69 %.

Попутный газ визейской залежи по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота 43,37 %), с относительным удельным весом газа по воздуху - 1,298, содержанием метана – 7,03 %, этана – 11,54 %, пропана – 18,33 % [3].

Таблица 6

Свойства пластовой нефти визейских отложений по поднятиям

Майское поднятие
Наименование параметра	диапазон значений	принятые значения
Пластовое давление, МПа	7,60-14,10	13,91
Пластовая температура, °С	19,00-31,00	29,2
Давление насыщения, МПа	6,20-13,00	8,95
Газосодержание, м3 /т	11,20-18,10	15,42
Плотность в условиях пласта, кг/м3	843,0-897,0	886,5
Вязкость в условиях пласта, мПа с	8,30-24,10	17,21
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1,186-1,326	1,289
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	887,6-905,7	897,1

                                                                                                          

 

                                                                              Таблица 6(продолжение)

Пластовое давление, МПа	13,10-13,25	13,17
Пластовая температура, °С	28,0-30,0	29,0
Давление насыщения, МПа	5,51-8,55	7,23
Газосодержание, м3 /т	11,60-13,05	12,35
Плотность в условиях пласта, кг/м3	885,0-890,0	886,2
Вязкость в условиях пласта, мПа с	17,75-22,30	20,01
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1,247-1,290	1,192
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	887,0-916,3	905,5
Пластовое давление, МПа	10,20-14,80	12,62
Пластовая температура, °С	27,0-31,5	29,3
Давление насыщения, МПа	5,23-8,88	7,10
Газосодержание, м3 /т	11,50-15,90	13,58
Плотность в условиях пласта, кг/м3	863,0-893,0	879,0
Вязкость в условиях пласта, мПа с	12,00-19,50	16,30
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1,200-1,359	1,298
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	884,1-905,5	892,4

 

                                                                                                                     

                                                                                                                       Таблица 7

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти визейских отложений по поднятиям

Наименование параметра	Диапазон значений	Среднее значение
Майское поднятие
Плотность при 200С, кг/м3	887,6-905,7	897,1
Вязкость, мПа.с
при 20ОС	27,58-77,17	49,87
при 50ОС
Молярная масса, г/ моль
Температура застывания, °С	(-32,0)-0	-10,1
Массовое содержание, %
Серы	2,09-3,18	2,48
смол силикагелевых	13,80-20,80	16,80
Асфальтенов	2,20-5,70	3,89
Парафинов	2,31-8,10	4,32
Температура начала кипения, °С	40,0-93,0	65,0
до 100°С	0,5-8,0	3,1
до 150°С	5,0-15,5	10,1
до 200°С	12,0-23,0	17,9
до 250°С
до 300°С	29,0-47,0	37,4
Плотность при 200С, кг/м3	887,0-916,3	905,5
Вязкость, мПа.с
при 20ОС	28,69-119,76	79,26
Температура застывания, °С	(-20,0)-1,0	-8,0

 

Таблица 7 (продолжение)

Массовое содержание, %
Серы	2,15-3,16	2,66
смол силикагелевых	14,10-22,10	19,83
Асфальтенов	3,10-6,20	4,88
Парафинов	3,40-5,80	4,45
Температура начала кипения, °С	45,0-90,0	66,1
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), %
до 100°С	1,0-7,5	4,3
до 150°С	5,0-13,0	11,4
до 200°С	12,0-22,0	19,1
до 250°С
до 300°С	30,5-39,5	35,0
Плотность при 200С, кг/м3	884,1-905,5	892,4
Вязкость, мПа.с
при 20ОС	23,87-68,65	38,16
Температура застывания, °С	-35,0-(-3,0)	-16,9
Массовое содержание, %
Серы	1,90-4,80	2,33
смол силикагелевых	5,80-20,90	15,62
Асфальтенов	3,10-32,00	4,45
Парафинов	2,00-14,40	4,28
Температура начала кипения, °С	44,0-120,0	61,3
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), %
до 100°С	1,0-5,5	3,3
до 150°С	2,0-13,0	9,4
до 200°С	9,0-27,5	16,6
до 250°С
до 300°С	26,0-44,0	33,1

Запасы нефти, газа, КИН

Первоначально подсчет запасов нефти выполнен разведочным бурением в 1977 году по состоянию изученности месторождения на 01.01.1977 г. Запасы утверждены ГКЗ СССР (протокол № 7980 от 23.12. 77). Геологические запасы составили: категории С1 – 175704,9 тыс.т, категории С2 – 36176,6 тыс.т.

После эксплуатационного разбуривания месторождения институтом ТатНИПИнефть в 1989 году выполнен пересчет запасов нефти Ельниковского месторождения (протоколы №10818, 10819 ГКЗ СССР от 28.02.1990 г).

Сведения о принятых подсчетных параметрах, геологических и извлекаемых запасах нефти и растворенного газа Ельниковского месторождения по поднятиям, пластам и залежам приведены в табл. 5. Оценка категорийности запасов каждой из залежей была проведена с учетом состояния достигнутой геолого-геофизической изученности месторождения. В результате пересчета начальные извлекаемые запасы нефти промышленных категорий в целом по месторождению уменьшились с 64950 тыс. т до 38044 тыс. т (на 41,4%). Всего начальные геологические запасы по категориям В+С₁ на момент утверждения составили 111,3 млн.т, извлекаемые - 38,0 млн. т; по категории С₂ – 31 и 6,5 млн. т соответственно. По сложности геологического строения месторождение отнесено к группе сложных, характеризуется невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, литологическими замещениями коллекторов [3].

На 1.01.12 г в целом по месторождению запасы нефти составляют [7]:

начальные геологические:

по категории В+С₁ – 138,1 млн. т; С₂ - 8,5 млн. т

начальные извлекаемые:

по категории В+С₁ – 43,8 млн. т; С₂ - 2,1 млн. т.

⇐ Предыдущая12345678Следующая ⇒

Поделиться: