Характеристика пластовой и дегазированной нефти, газовый фактор, рассчитанный при условиях сепарации нефти на промысле, а также компонентный состав газа и нефти однократного и ступенчатого разгазирования приведены в таблицах 1.4 – 1.9.
Свойства пластовых нефтей изучались по глубинным пробам, аналитическая оценка результатов отбора которых приведена далее.
Всего отобрано 14 проб из двух скважин (скв.240, 272), 12 проб исследовано методами контактного и 2 пробы дифференциального разгазирования.
Материалы исследований не позволяют уверенно признать представительной ни одну из проб, даже ту, в которой зафиксировано максимальное давление насыщения нефти, потому что:
- давления насыщения этих проб близки к забойным давлениям работающих скважин (рис. 1.15), следовательно, они отражают условия отбора проб, а не первоначальное состояние залежи,
- конкретные условия отбора проб (забойное давление и температура на глубине отбора) не изучены и соответствие условий исследования проб не устанавливаются,
- давления насыщения проб фиксируются в пределах от 6,46 до 21,73 МПа, что свидетельствует о различной степени разгазирования проб. Различная степень разгазирования проб подтверждается также графиками зависимости молекулярной массы газа и процентного содержания СН4 и N2 в пробах от давления насыщения (рис. 1.16).
В этих обстоятельствах за начальное давление насыщения нефти в залежи принимается максимальное его значение, а изменение свойств пластовой нефти от изменения давления определяется по соответствующим графикам (рис. 1.17, 1.18), для построения которых использовались материалы исследования всех глубинных проб независимо от метода их исследований.
Таким образом, следует принять, что нефть витебско-вильчанской залежи характеризуется объемным коэффициентом 1,685 и газонасыщенностью 195 м3/м3 при давлении насыщения 21,73 МПа.
Для построения графика зависимости коэффициента сжимаемости нефти от давления были привлечены результаты исследования всех проб, а также рассчитанные нами по изменению объемных коэффициентов нефти точечные значения коэффициентов сжимаемости. Для определения характера изменения коэффициента сжимаемости в области от давления насыщения до начального пластового давления привлечена для аналогии кривая зависимости коэффициента сжимаемости нефти семилукской залежи Некрасовского месторождения (скв.15) (рис. 1.18).
Физико-химические свойства пластовой нефти подсолевых залежей определены исследованиями пластовой нефти воронежского горизонта из скв. 14, 51, 89, семилукского горизонта из скв. 6, 7, 9, 47, 51, 55, 62, 65 и ланского горизонта из скв. 91 (табл. 1.10 –1.12).
По своим свойствам нефти терригенной части подсолевого комплекса несущественно отличаются от нефтей карбонатной части.
Пластовая нефть подсолевых залежей характеризуется давлением насыщения 9,5 - 10,9 МПа и газосодержанием 97,2 - 99,6 м3/т.
Физико-химические свойства разгазированной нефти подсолевых залежей определены исследованием нефти воронежского горизонта (скв. 14, 43, 51, 57, 81), семилукского горизонта из 22 скважин, саргаевского горизонта (скв. 47, 233, 235, 251), ланского горизонта (скв. 62, 91, 161, 233) (табл. 1.13 – 1.16). Параметры разгазированной нефти по всем горизонтам подсолевых залежей близки между собой и имеют следующие значения: плотность – 0,8373 – 0,8422 г/см3, содержание серы – 0,24 – 0,31 %вес. (малосернистая), содержание парафина – 6,05 – 7,72 %вес. (парафинистая и высокопарафинистая), содержание асфальто-смолистых веществ – 10,04 – 11,27 %вес. (смолистая), выход светлых фракций до 300оС составляет 42 – 46 %объемн.
Плотность семилукской нефти и ее вязкость в направлении погружения залежи увеличивается, газосодержание уменьшается.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.