Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Нефть

Физико-химические свойства нефтей XXI_1,XXI₂ и XX₁²-XX₂ пластов охарактеризованы по результатам исследования 171 пробы сепарированных нефтей, отобранных в поверхностных условиях из 10 горизонтальных скважин, пробуренных в период с 1998 по 2004 гг., и вертикальных скважинах № 1, 3, пробуренных с морской буровой платформы в 1977-1978 гг.

Исследование нефти в пластовых условиях по скважине № 3 было проведено в г. Даллас (США).

В поверхностных условиях нефти XXI_1,XXI₂и XX₁²-XX₂ пластов имеют близкие физико-химические свойства и относятся к легким, малосмолистым, малосернистым, малопарафинистым, маловязким. Плотность изменяется от 0,837 до 0,857 г/см³, вязкость при 20⁰С - от 2,75 до 3,86 сСт. Содержание парафина низкое - 0,7 - 1,34%, серы -0,20-0,31%, смол силикагелевых -3,5-11,3% (в среднем 5%), асфальтенов - 0,3-0,8% (в среднем 0,4%). Температура кипения нефти -50-76⁰С, выход бензиновых фракций до 200⁰С - 36-43%, светлых до 300⁰С - 63-74%.

По площади XXI₁ пласта в зависимости от расположения скважин на структуре отмечаются незначительные различия в свойствах нефтей. С востока на юго-запад по пласту происходит возрастание плотности нефти от 0,839 (скважина № 1) до 0,850-0,853 г/см³ (скважины № 202, 215). С юга на север по пласту, плотность нефти также возрастает с 0,838 (скважина № 3) до 0,852 г/см³ (скважина № 211).

В групповом углеводородном составе бензиновой фракции преобладают метановые углеводороды, содержание которых составляет 38,7-42,8%. Нафтеновые и ароматические углеводороды содержатся в значительных количествах - 30,1-34,5 и 23,4-26,8% соответственно. Нефти XX1₁ и XX₁²-XX₂ пластов по классификации Ботневой Т.А. относятся к метановым, по А.А.Петрову (результаты газохроматографических исследований) - к типам А¹ и А¹-А². Формула нефти по Т.А. Ботневой - I.1См₁Ср₁Пр_1.Индекс нефти, согласно ОСТ 38.01197-80 - 1.1.2.4.1.

Свойства нефти в пластовых условиях приведены а приложении 3. Давления насыщения по всем залежам приняты равным пластовым 14,76 -17,31 МПа. Нефть XXI₁ пласта в пластовых условиях имеет плотность 741-751 кг/м³ и растворяет 87-91 м³/м³ газа относительной плотности 0,616-0,617, объемные коэффициенты 1,224 - 1,261 и коэффициенты растворимости 5,01-5,6 м³/м³*МПа^-1. Динамическая вязкость нефти 0,55-0,74*10^-3 Па*c.

По результатам исследования пластовых и сепарированных нефтей, можно отметить следующее:

в начальных пластовых условиях нефти полностью насыщены газом, то есть имеют давление насыщения равное начальным пластовым давлениям;

в поверхностных условиях нефти близки по физико-химическим свойствам,

наблюдаемый некоторый разброс параметров для нефтей в пластовых условиях связан с расположением скважин на структуре.

Состав и свойства природного газа

Компонентный состав растворенного в нефти газа исследован на 64 пробах из 10 скважин. Результаты по скважине №1 получены в лаборатории СО ВНИГРИ. Пробы газа из скважины № 3 исследовались в лабораториях г. Далласа (США) и института СахалинНИПИморнефть". Состав и свойства растворенного газа, отобранного из горизонтальных скважин, вскрывших XXI₁ и XX₁²-XX₂ пласты, изучены в Аналитической лаборатории “СахалинНИПИморнефть” (Приложение 4).

В составе газов содержится 90,3 - 95,3% метана, 5,1-8,4% тяжелых углеводородов. Среди тяжелых углеводородов основным компонентом является этан- 3,4 - 5,6%, количество пропана составляет 0,7 - 1,6%, бутанов - 0,4 - 1,5%, пентанов 0,1 - 0,8%, гексанов от следовых количеств до 0,4%. Содержание гомологов метана убывает в ряду: С₂Н_6, С₃Н_8, С₄Н_10, С₅Н_12.Содержание азота не превышает 0,3%, углекислого газа - 0,4%. Исключением является газ из скважины № 1, в котором низкая (2,37%) доля тяжелых углеводородов и повышенное содержание углекислого газа до 2%. В изученных пробах не определялись инертные газы и водород, присутствие сероводорода не обнаружено.

Согласно геохимической классификации газов газонефтяных залежей по И. С. Старобинцу, растворенный газ XXI_1,XXI₂ и XX₁²-XX₂ пластов относится к классу сухих и полужирных, газ низкоазотный, низкоуглекислый, не содержащий сероводорода.

Товарные свойства нефтей охарактеризованы по данным углеводородного состава и общим физико-химическим свойствам нефтей. Потенциальное содержание фракций, выкипающих до 200 и 300⁰С, составляет 40,6-47 и 70-79,5% массы соответственно. Значительные содержания во фракции (н.к.-200⁰С) ароматических углеводородов (23,4-27,6%) и низкие н-алканов (по данным газовой хроматографии), обуславливают высокие октановые характеристики бензина. Прямогонные фракции могут быть без парафинизации использованы в качестве базовых компонентов автомобильных бензинов. В то же время высокое содержание нафтеновых углеводородов (30,1-34,5%) и низкое серы свидетельствуют о том, что фракции, можно подвергать каталитическому риформингу для получения ароматических углеводородов. Фракция 200-400⁰С, может быть использована в качестве компонентов дизельных топлив. Помимо традиционного применения природного газа для энергетических и коммунально-бытовых целей, растворенный в нефти газ XXI₁ пласта может быть использован в высокотемпературных процессах, т.к. обладает высокой теплотворной способностью Q_н- 33660 - 41980 кДж/м³, Q_в- 37300 - 46240 кДж/м³ и содержит небольшое количество балластных газов. Наличие в исследованном газе тяжелых углеводородов: этана, пропана, бутанов, позволяет рассматривать его не только в качестве топлива, но и как ценное сырье для производства метанола, этилена, пропилена, а также ацетилена.

Состав и свойства конденсата

В XXI₁ пласте из пластового газа скважины № 217 был получен легкий конденсат, который имеет плотность 0,756 г/см³(в среднем), вязкость 0,81сП, закипает при 58⁰С, выход до 200⁰С составляет 90%. Для конденсата характерны низкие содержания парафина (0,06%), серы (0,02%), силикагелевых смол (0,24%), асфальтенов (0,02%). По групповому углеводородному составу, согласно типизации И. С. Старобинца, конденсат относится к метано-нафтеновому типу, и содержит 48% метановых, 39% нафтеновых углеводородов. Состав пластового газа получен на основе газа сепарации с введением расчетной доли углеводородов С₅₊. При дебите 368.7 тыс.м³/сут. газа и 22.5 м³/сут конденсата выход сырого конденсата составит 61 см/м^3, выход стабильного конденсата составит 30г/см³, а величина потенциала С5+ с учетом остаточной концентрации С5+ в газе сепарации составит как минимум 40г/м³. В мольном выражении С5+ составит 0,874, мольная доля сухого газа в пластовом - 0.991. Коэффициент извлечения конденсата, судя по температуре выкипания 90%-200град. С, в соответствии с действующей инструкцией - 0.92.

Состав и свойства пластовых вод

В гидрохимическом отношении месторождение Одопту-море, как и близко расположенные на побережье месторождения Одопту и Восточное. Эхаби, приурочено к поясу развития наиболее сложной зональности с распространением вод с максимальной для Северо-Сахалинского бассейна минерализацией (20 - 35 г/л).

Верхняя, преимущественно песчаная, толща I-го водоносного комплекса характеризуется зоной развития вод морского происхождения с концентрацией солей до 35 г/л.

Зона соленых вод с концентрацией солей 27 г/л присуща зоне замедленного водообмена и частично распространяется на верхнюю часть (XIX, ХХ пласты) основного продуктивного III комплекса. Для XIX₁ продуктивного пласта отмечается незначительное снижение минерализации воды по простиранию и в восточном направлении, до 22,3 г/л. Состав подземных вод этой зоны хлоридный, натриевый с отношением натрия к хлору 0,93 - 1,00. Преимущественное развитие имеют воды хлоркальциевого типа. Реже встречаются воды хлормагниевого типа. Воды обогащены сульфатами - 64 - 422 мг/л при показателе rSO₄•100 / rсl = 0,3 - 2,08. В районе XXI₁, XXI₂ пластов минерализация пластовых вод снижается от 19,1 - 19,9 г/л до 13,3-16,1 г/л в районе XXIV₂ пласта (таблица 3.1).

Содержание специфических микрокомпонентов в этих водах не превышает фоновых значений: йода - 2 - 22 мг/л; брома - 48 - 84 мг/л; бора - 15 - 31 мг/л.

По фактическим данным о составе вод III комплекса месторождения Одопту-море, со стратиграфической глубиной снижается содержание хлоридов (от 10,5 - 11,5 г/л в водах XXI пласта до 7,0 - 8,5 г/л в водах XXIV₂ пласта) и сульфатов и возрастает содержание гидрокарбонатов (от 0,5 - 1,0 г/л до 1,5 - 2,5 г/л).

Запасы нефти, газа и конденсата

Начальные запасы нефти, газа и конденсата утверждены ГКЗ МПР РФ в 2006г. (протокол №1322 от 29.12.06г.) в объеме:

нефть категории С₁ тыс.т,