2014-02-13
492
Самарская область
В качественном отношении нефти Самарской области весьма разнообразны и характеризуются широким диапазоном изменения плотности (791-960 кг/м3), сернистости (0,3-5,6 %), парафинистости (2-8 %, эпизодически – до 20-30 %) и пластовой вязкости (0,3-280 мПа·с). Наибольшее распространение имеют нефти с плотностью менее 870 кг/м3, сернистостью 1-3 % и вязкостью до 10 мПа·с.
Физико-химическая характеристика нефтей весьма различна – как на разных месторождениях, так и на одном и том же месторождении, но на разных горизонтах. Основное количество нефти в области добывается из залежей каменноугольного возраста. Это сернистые, смолистые
Доминирующими компонентами растворенного газа являются углеводороды и азот. Доля сероводорода, как правило, не превышает 1-2 % (эпизодически – до 8 %). Различия в составе РГ разновозрастных отложений палеозоя обусловлены в основном весьма переменными концентрациями метана (10-65 %), тяжелых углеводородов (30-75 %) и азота (2-56 %).
Природный газ Самарской области характеризуются высоким содержанием углеводородов (61-98 %), широкими колебаниями содержания азота (1,0-38,0 %) и незначительной концентрацией кислых газов (0,1-3,0 %). В ряду углеводородных компонентов доля метана достигает 67-93 %, тяжелых углеводородов (С2-С5) – 2-10 %, закономерно возрастая в газонефтяных и газоконденсатных залежах до 6-20 %.В составе газов сероводород занимает подчиненное положение. В газах девона и карбона он чаще отсутствует полностью либо фиксируется в следовых концентрациях. В пермских отложениях концентрация сероводорода, как правило, не превышает 0,4-1,2 %.
Обобщенные результаты измерения основных физических характеристик пластовых нефтей Самарской области приведены в таблице
| Pнас | G | b | ρн | μ | α | |
| Минимум | 0,7 | 1,0 | 0,572 | 0,1 | 1,6 | |
| Максимум | 24,5 | 2,09 | 0,921 | 21,5 | ||
| Среднее значение | 7,6 | 1,18 | 0,780 | 7,0 | 8,4 |
Нефтяные (попутные) газы имеют следующий состав
| CH4 | C2H8 + высшие | CO2 + H2S | N2 + редкие | ρг6 | |
| Минимум | - | - | 0,98 | ||
| Максимум | 1,71 | ||||
| Среднее значение | 31,5 | 53,7 | 1,5 | 12,3 | 1,385 |
Коллекторские свойства продуктивных пластов характеризуются низкими значениями пористости и проницаемости. Проницаемость по пластам по данным исследования керна изменяется от 0,20 до 0,004 мкм2, пористость — от 4,5 до 12 %. Несмотря на столь неблагоприятные коллекторские свойства, дебиты скважин сравнительно высокие и изменяются в пределах 20-250 т/сут. Коэффициент продуктивности по пластам изменяется в пределах от 1,02 до 48,4 т/(сут-МПа). Относительно высокая продуктивность скважин при неблагоприятных коллекторских свойствах продуктивных пластов объясняется исключительно высокой подвижностью нефти в пластовых условиях. Большая глубина залегания залежей нефти и газа (4 -4,5 тыс. м), значительные пластовое давление и температура существенно повлияли на состояние флюидов, насыщающих продуктивные пласты, и их физико-химические свойства. Выявленные залежи нефти и газа
находятся в жестких термобарических условиях. Начальное пластовое давление достигает 50-52 МПа, температура - 95-103 °С. Нефть содержит большое количество растворенного газа (500-800 нм3/т и более). Это в сочетании с высокой температурой обусловливает чрезвычайно низкую, порой сопоставимую с газом, вязкость нефти в пластовых условиях. Так, например, вязкость нефти продуктивного пласта Д-V Зайкинского месторождения составляет 0,07 мПа-с, а вязкость газа в аналогичных условиях - 0,04- 0,05 мПа-с.
Обобщенные результаты измерения основных физических характеристик пластовых нефтей Оренбургской области приведены в таблице
| Pнас | G | b | ρн | μ | α | |
| Минимум | 2,1 | 1,02 | 0,74 | 0,8 | 2,3 | |
| Максимум | 10,7 | 1,42 | 0,87 | 8,3 | ||
| Среднее значение | 5,8 | 1,09 | 0,82 | 7,0 | 5,1 |
Нефтяные (попутные) газы имеют следующий состав
| CH4 | C2H8 + высшие | CO2 + H2S | N2 + редкие | ρг6 | |
| Минимум | 0,2 | 1,27 | |||
| Максимум | 1,68 | ||||
| Среднее значение | 1,43 |
