2.3.1 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Результаты, полученные при лабораторных исследованиях флюидов, приведены в таблицах 3-5. Всего исследовано пять поверхностных (скв. 6Р, 12Р, 14Р, 25Р) и семь глубинных проб нефти (скв.12Р, 25Р) и одна проба пластовой воды (скв.14Р).

Нефти, отобранные из скв. 6Р, 12Р, 14Р, по своей характеристике сходны между собой. Они тяжелые, плотность варьирует в диапазоне значений 0,869-0,886 г/см³, с тенденцией снижения параметра в гипсометрически более высоких скважинах (скв. 12Р).

По другим показателям нефти относятся к категории средневязких (23,43-69,63 мм²/с), высокосернистых (до 2,37%), смолистых (до 13,15%), малопарафиновых и парафиновых (от 0,91 до 2,49%). Доля легких фракций, выкипающих до 300 ºС, колеблется в пределах 30-38%, температура начала кипения 82-100 ºС. По групповому углеводородному составу нефть относится к метановым, с содержанием метановых УВ 68%, на долю ароматических УВ приходится 21%, нафтеновых – 11%.

Основные показатели нефти в пластовых условиях следующие (скв.12Р): динамическая вязкость – 3,84 МПа×с, плотность – 0,854 г/см³, молекулярный вес – 185 г/моль; в компонентном составе присутствует метан в количестве 22,8%, остаток составляет 68,1%.

Нефть недонасыщена газом. Давление насыщения не более 9,0 МПа. Газосодержание по способу ступенчатого разгазирования в среднем составляет 33,69 м³/т. Растворенный газ относится к категории полужирных (суммарная концентрация С₂+в 6,63%), низкоазотных (азота – 1,09%), низкоуглекислотных (углекислого газа – 0,46%). Содержание метана – 91,81%. Плотность газа – 0,753 кг/м³, молярная масса – 18 г/моль.

Гипсометрически коллектора скв.25Р залегают ниже относительно других скважин. Однако нефть, отобранная из этой скважины легче, ее плотность составила 0,879 г/см³. По содержанию серы (1,99%) она ближе к сернистым. Из всех проанализированных, проба содержит наименьшее количество смол и асфальтенов (7,62 и 0,47% соответственно).

Таблица 3 – Свойства нефти и пластовой воды пласта АС₁₀²Зимнего месторождения

Наименование параметров	Количество исследований			Диапазон изменения параметра		Среднее значение по пробам		По балансу на 01.01.05 г.
	скважин	проб
а) Нефть
Давление насыщения, МПа	2	7	8.8-10.6		9.8
Газосодержание, м^3/т - однократ. разгазирование - ступенч. разгазирование	2 2	7 9	35.90-50.79 32.07-46.69		42.94 38.84		33
Объемный коэффициент, д.ед. - однократ. разгазирование - ступенч. разгазирование	2 2	7 9	1.073-1.100 1.063-1.101		1.086 1.086		пересчетный коэффициент 0.9
Плотность пластовой нефти при однокр. разгазировании, кг/м^3	2	7	833-854		844
Плотность сепарир. нефти, кг/м^3 - однократ. разгазирование - ступенч. разгазирование	2 2	7 9	876-888 869-886		882 877		850
Вязкость пластовой нефти, МПа×с	2	7	2.00-4.05		2.99
б) Пластовая вода
Газосодержание, м^3/т Объемный коэффициент, д.ед. Общая минерализация, г/л Плотность, г/см^3	1 1 1 1	1 1 1 1	1.5 1.014 6.8 1.004		1.5 1.014 6.8 1.004

* - по аналогии с близлежащими площадями

Таблица 4 – Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти пласта АС₁₀²

Наименование	Количество исследований			Диапазон изменения		Среднее значение
	скважин	проб
Вязкость кинематическая, м^2/с при 20°С 50°С Температура застывания, °С Температура насыщения парафином, °С	4 4 4	5 5 5	23.16-69.63 7.99-16.54 -4 - +7		39.39 11.55 +2
Массовое содержание, %: серы смол силикагелевых асфальтенов парафинов солей воды	4 4 4 4 1 1	5 5 5 5 1 1	1.96-2.37 7.62-13.15 0.47-2.45 0.91-2.49 отс. 0.26		2.19 10.12 1.84 1.75 отс. 0.26
Температура плавления парафина, °С	4	5	54-61		59
Объемный выход фракций, %: НК до 150°С до 200°С до 300°С	4 4 4 4	5 5 5 5	64-100 4-9 11-16 30-41		90 7 14 35
Классификация нефти	сернистая, смолистая, парафиновая

По данным разгазирования глубинных проб нефть более газонасыщена, ее газосодержание – 43,99 м³/т (ступенчатая сепарация), давление насыщения соответствует 10,5 МПа. Нефть менее вязкая, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 2,15 МПа×с, плотность в пластовых условиях – 0,834 г/см³. В компонентном составе пластовой нефти содержание метана достигает 28,05%, в остатке – 58,98%.

Таблица 5 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти по пласту АС₁₀²

Наименование	При однократномразгазировании пластовой нефти в стандартных условиях		При дифференциальномразгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		Пластовая нефть, % мольн. (однократноеразгазирование)
	Выделив-шийся газ, % мольн.	Нефть, % мольн.	Выделив-шийся газ, % мольн.	Нефть, % мольн.
Углекислый газ	0.49		0.5	0.02	0.15
Азот	0.83		1.08	0.00	0.24
Гелий
Водород
Метан	83.28	0.01	91.4	0.27	25.43
Этан	3.19	0.01	2.76	0.33	1.00
Пропан	4.96	0.09	2.38	1.56	1.78
Изо-бутан	2.01	0.12	0.57	1.05	0.90
Н-бутан	3.14	0.32	0.81	2.21	1.80
Изо-пентан	1.03	0.40	0.22	1.58	1.19
Н-пентан	0.76	0.49	0.18	1.78	1.33
Гексаны	0.30	1.33	0.11	3.67	2.66
Остаток		97.24		87.54	63.52
Молекулярная масса	21	242	18	236	176
Молекулярная масса остатка		257
Плотность газа, кг/м^3	0.905		0.761
Относит.плотность газа по воздуху, д.ед.	0.751		0.631
Плотность нефти, кг/м^3		882		877	844

Компонентный состав растворенного газа практически такой же, отличия лишь в сотых долях процента.