2.3 Характеристика водоносных комплексов

Приобское месторождение является частью гидродинамической системы Западно - Сибирского артезианского бассейна. Его особенностью является наличие водоупорных глинистых отложений олигоцен-турона, толщина которых достигает 750м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи.

Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой.

В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных горизонта:

1- водоносный горизонт четвертичных отложений;

2- водоносный горизонт новомихайловских отложений;

3- водоносный горизонт атлымских отложений.

Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйствено-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако вследствии значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт (Ф₈).

Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноман-юрского возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента. На больших глубинах в обстановке затрудненнго, а местами и практически застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса.

Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.

2.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности , давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового ( высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

В таблице 2.2. представлены данные компонентного состава нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефтей по пласту АС₁₂.

Нефти пластов близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС₁₁, молярная доля метана в ней 24,56 %, суммарное содержание углеводородов С₂Н₆ - С₅Н₁₂ - 19,85 %. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Таблица 2.2 - Компонентный состав

Наименование, мольное содержание,%	Пласт АС12
	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных усл.		При дифференц. разгазировании пластовой нефти в рабочих усл.		Пластовая нефть
	выделив. газ	нефть	выделив. газ	Нефть
Двуокись углерода	1,08		1,67	0,02	0,57
Азот + редкие,	0,96		0,76	0	0,27
в т.ч. гелий	0,009
Метан	64,29	0,04	68,28	0,05	23,87
Этан	8,25	0,06	11,11	0,48	4,10
Пропан	13,67	1,07	11,81	3,24	6,18

Продолжение таблицы 2.2

Изобутан	2,30	0,40	1,27	1,05	1,16
Норм. Бутан	5,79	2,38	3,24	3,91	3,69
Изопентан	1,29	1,42	0,56	1,80	1,25
Норм. Пентан	1,42	2,88	0,70	2,93	2,19
Гексаны	0,67	7,49
Гептаны	0,26	6,68	0,60	86,52	56,72
Остаток (С8+ высшие )	0,02	77,58
Малекул.масса	27,19	225	24,51	218	150,2

Количество лёгких углеводородов СН₄ - С₅Н₁₂ , растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2 - 9,2 %.

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт АС₁₀) - 64,29 (пластАС₁₂). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С₂Н₆ /С₃Н₈ равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1 - 9,6 %, пентанов 2,7 - 3,2 %, тяжелых углеводородов С₆Н₁₄ + высшие 0,95 - 1,28 %. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1 %.

Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС₁₀ средней вязкости , с содержанием фракций до 350 °С больше 55%, нефти пластов АС₁₁ и АС₁₂ вязкие, с содержанием фракций до 350 °С от 45 % до 54,9 %.

Технологический шифр нефтей пласта АС₁₀ - II Т1П2, пластов АС₁₁ и АС₁₂ - II Т2П2.

Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристиками нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении.

Условия сепарации следующие:

1 ступень - давление 0,785 МПа, температура 10 °С;

2 ступень - давление 0,687 МПа, температура 30 °С;

3 ступень - давление 0,491 МПа, температура 40 °С;

4 ступень - давление 0,103 МПа, температура 40 °С.