Свойства и состав нефти, газа и воды
Изучение состава и свойств нефти и газа в процессе освоения месторождения Северные Бузачи проводилось в НИПИнефтегаз, КазНИГРИ, Oilphase, Texaco UT, Expro, Pencor и в других организациях.
Результаты анализов глубинных проб нефти, выполненных сотрудниками вышеперечисленных организаций в процессе доразведки и разработки месторождения. Пробы нефти были отобраны из скважин NB1, NB2, NB26 (юрские залежи) и NB25 (меловые залежи). Пробы отбирались при пластовых условиях в однофазном состоянии (нефть). В данной таблице приведены средние значения параметров пластовой нефти, являющиеся исходными для проектирования. Результаты анализа пробы нефти из меловых залежей по скважине NB25, выполненного фирмой «Pencor», приняты как наиболее достоверные.
Значения давления насыщения нефти газом определено по данным лабораторных исследований. Максимальное и минимальное значения были изъяты и, исходя из оставшихся семи значений давления насыщения, для юрских залежей было подсчитано среднеарифметическое значение, равное 3.97 МПа. Давление насыщения для меловых коллекторов принято равным 3.62 МПа.
В процессе разработки месторождения давление насыщения должно быть уточнено, так как результаты проведенных исследований по определению давления насыщения (3.97 МПа для юрских залежей и 3.62 МПа - для меловых) разнятся с результатами исследований, проведённых в период разведки 1977 г. и принятыми при подсчёте запасов в ГКЗ СССР – 2.36 МПа.
Свойства нефти незначительно и закономерно измененяются по площади залежей. Плотность, вязкость, содержание асфальто-смолистых веществ возрастают от свода к контуру залежи.
Вязкость нефти меловых залежей в пластовых условиях принята равной 171.33 мПа.с. В юрских залежах вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 184.51 мПа.с до 276 мПа.с, в среднем составляя 235 мПа.с.
Объемный коэффициент, при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях нефти меловых залежей равен 1.0235, юрских - изменяется от 1.0308 до 1.051, в среднем составляя 1.039.
Плотность нефти в пластовых условиях для меловых залежей равна 919.6 кг/м3, для юрских – 911.7 кг/м3 .
Газовый фактор для меловых залежей составляет 10.51 м3/м3 (11 м3/т), юрских - 11.2 м3/м3 (11.8 м3/ т).
Изменение коэффициента сжимаемости пластовой нефти меловых залежей от давления было изучено на пробе нефти из скважины NB25. Результаты исследований приведены в таблице 1.5.1.
Таблица 1.5.1 – Месторождение Северные Бузачи. Зависимость коэффициента сжимаемости пластовой нефти меловой залежи от давления
| № скважины | Давление, МПа | Коэффициент сжимаемости |
| NB25 | 4.11 | 25.6 |
| 3.64 | 26.8 | |
| 3.16 | 31.7 | |
| 2.78 | 43.3 |
В таблице 1.5.2 приведены зависимости изменения вязкости пластовой нефти меловых залежей (пробы нефти из скважины NB25) от температуры.
Таблица 1.5.2 - Месторождение Северные Бузачи. Зависимость вязкости пластовой нефти меловой залежи от температуры
| № скважины | Температура, оС | Вязкость, мПа*с |
| NB25 | 262.11 | |
| 152.00 | ||
| 37.8 | 98.00 | |
| 16.15 | ||
| 93.3 | 13.50 | |
| 9.65 | ||
| 6.03 |
Пробы разгазированной нефти были отобраны в 18 скважинах, в том числе в 11 скважинах из J10 горизонта. В таблице 1.5.3 приводятся данные о компонентном составе нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти юрских залежей.
Нефтяной газ месторождения Северные Бузачи метановый. Содержание метана более 90% моль. Сероводород отсутствует (по результатам анализа проб из скважины NB26).
Таблица 1.5.3 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти юрских отложений (мольное содержание, %)
| Наименование | юра | ||
| При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях | Пластовая нефть | ||
| Выделившийся газ | нефть | ||
| Сероводород | |||
| Углекислый газ | 0.08 | 0.01 | |
| Азот+редкие в т.ч. гелий | 2.92 | 0.51 | |
| метан, моль % | 94.71 | 16.57 | |
| этан | 1.70 | 0.00 | 0.41 |
| пропан | 0.21 | 0.14 | 0.11 |
| изобутан | 0.08 | 0.09 | 0.07 |
| н-бутан | 0.08 | 0.07 | 0.07 |
| изопентан | 0.04 | 0.06 | 0.06 |
| н-пентан | 0.02 | 0.06 | 0.05 |
| гексаны | 0.05 | 0.15 | 0.13 |
| гептаны....... | 0.04 | 0.73 | 0.61 |
| остаток (С8+высшие) | 0.02 | 98.70 | 81.40 |
| Молекулярная масса■J-JJS.......'.....Л............--S.-J.-J.-J.- | 16.97 | 414.7 | 345.4 |
| Молекулярная масса остатка | 730.0 | 730.0 | |
| Плотность: | |||
| газа при стандартных условиях, г/л | 0.586 | ||
| газа прн нормальных условиях, г/л | |||
| нефти, кг м3 | 911.7 |
Содержание углекислого газа в пробе нефти, отобранной в скважине NB26 из юрских залежей (PVT), составляет до 0.08% моль. По данным анализа проб нефти, отобранных 12-13.06.2001 г. в скважине NB25 из меловые залежей, концентрация углекислого газа более высокая - 1.97-2.16%.
Однако, эти результаты не подтвердились анализами проб нефти в скважинах NB10 и NB25, отобранных из меловых залежей позже - 23.12.2002 г.
Содержание ванадия в нефти определялось на стадии разведочных работ и по данным ВНИГРИ концентрация пятиокиси ванадия в среднем составляет 308 г/т нефти. Были проведены пробирные анализы проб нефти на предмет содержания ванадия из скважин NB1 и NB2 в лабораториях США, которые также показали достаточно высокое
содержание ванадия 143–158 г/т. Вопрос о целесообразности и способах извлечения ванадия из нефти проработан в главе 1.5.1.
В таблице 1.5.4 приводятся данные о физико-химических свойствах и фракционном составе разгазированной нефти меловых и юрских залежей.
Таблица 1.5.4 – Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
| Наименование | мел | юра | ||||||
| количество исследованных | диапазон изменения | среднее значение | количество исследованных | диапазон изменения | среднее значение | |||
| скважин | проб | скважин | проб | |||||
| Вязкость, мм2/с | ||||||||
| при 20оС | - | - | - | - | - | |||
| 50оС | 90.62-312.3 | 201.8 | 81.76-212 | 151.7 | ||||
| Температура застывания, оС | -10 - -21 | -13.3 | -5 - -25 | -11.7- | ||||
| Температура насыщения парафином, оС | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Содержание, %: | ||||||||
| серы | 2.0 | 2.0 | 1.69-2.0 | 1.85 | ||||
| смол силикагелевых | 12.72-15.4 | 14.3 | 16.8-16.9 | 16.9 | ||||
| асфальтенов | 5.73-6.48 | 6.1 | 5.48-5.87 | 5.62 | ||||
| парафина | 0.6-2.35 | 1.36 | 0.8-2.74 | 1.77 | ||||
| Фракционный состав, %: | ||||||||
| НК | 131-217 | 103-201 | 157.25 | |||||
| до 100 оС | - | - | - | - | - | - | - | |
| до 150 оС | 1.0 | 1.0 | 0.8-1.0 | 0.9 | ||||
| до 200 оС | 1.0-4.0 | 2.0 | 1.0-5.0 | 3.38 | ||||
| до 300 оС | 17.5-25 | 20.2 | 12.0-24.0 | 19.19 |
Плотность сепарированной нефти в стандартных условиях для меловых залежей принята равной 933.2 кг/м3, для юрских – 940.0 кг/м3 . Зависимость плотности сепарировавнной нефти юрских залежей от температуры приведена в таблице 1.5.5.
Таблица 1.5.5 – Свойства пластовой нефти
| № скв | Проба | Лаборатория | Коллектор | Рпл, МПа | Tпл, оС | Плотность сепариро-ванной нефти в стандарт-ных условиях, кг/м3 | Плотность газа при стандарт-ных условиях, г/л | Мол. вес | Вязкость пласто-вой нефти, мПа·с | Давл. насы-щение, МПа | Газовый фактор, м3/м3 м3/т | Объём-ный коэффи-циент | Плотн. пластовой нефти, кг/м3 | |
| NB2 | 1.18 | Oilphase | Юрский | 5.32 | 192.77 | 4.18 | 11.4 | 1.051 | ||||||
| NB2 | 1.21 | Texaco UT | Юрский | 5.2 | 30.8 | 4.02 | - | |||||||
| NB2 | 1.22 | NIPIMunaigas | Юрский | 4.6 | 29.3 | 3.02 | 10.33 | |||||||
| NB2 | 1.17 | Expro | Юрский | 5.2 | 3.96 | |||||||||
| NB1 | 1.19 | Oilphase | Юрский | 5.20 | 184.51 | 4.06 | 11.04 | 1.035 | ||||||
| NB1 | 1.18 | Texaco UT | Юрский | 5.20 | 30.8 | 4.0 | - | |||||||
| NB1 | 1.17 | KazNIGRI | Юрский | 4.1 | 3.96 | 11.04 | ||||||||
| NB1 | 1.17 | Pencor | Юрский | 5.3 | 30.4 | 4.11 | - | |||||||
| NB26 | Atlas 1 | Юрский | 5.03 | 938.8 | 3.71 | 10.87 | 1.0308 | 917.1 | ||||||
| Среднее | Юрский | 5.2 | 3.97 | 11.2/11.8 | 1.039 | 911.7 | ||||||||
| NB25 | N1 | Pencor | Меловой | 4.30 | 933.2 | 171.33 | 3.62 | 10.51/11.1 | 1.0235 | 919.6 | ||||
| NB25 | A2 | NIPIMunaigas | Меловой | 4.30 | 926.7 | 0.725 | 2.4 | 8.5 | 1.01 | 920.9 | ||||
Нефти, приуроченные как к меловым, так и юрским отложениям, являются тяжелыми, высокосмолистыми (до 16.9%), сернистыми (до 2%). Содержание парафина в меловой нефти равно 1.1%, для J10 горизонта – 1.7%. Выход светлых фракций, выкипающих до 300 0С, составляет 20-21%, в том числе бензиновых – 1.8-3%.
Нефть имеет низкую (минус 21-25 0С) температуру застывания.
Пластовые воды нижнемеловых и юрских отложений имеют большое сходство по степени минерализации и химическому составу и по отдельным микрокомпонентам.
Скважины, в которых при опробовании были получены пластовые воды из продуктивных горизонтов, либо фонтанировали, либо переливали. Дебиты воды составляли 9-340 м3/сут. По химическому составу они представляют собой воды очень солёные, хлоркальциевого типа. Минерализация пластовых вод варьирует от 41.7 г/л до 76 г/л, плотность – от 1.0293 г/см3 до 1.0423 г/см3. Среда вод – щелочная, рН среды изменяется от 7.05 до 7.35. Воды жёсткие. Величина общей жёсткости варьирует от 80 мг-экв/л до 225 мг-экв/л.
Минерализация вод юры и неокома по площади закономерно увеличивается с юга на север, то есть от законтурных зон в сторону основного субширотного сброса, где она достигает величины 76 г/л.
В таблице 1.5.6 приведено содержание ионов и примесей в пластовой воде.
Таблица 1.5.6 - Содержание ионов и примесей в пластовой воде
| Содержание ионов, мг/л и примесей в пластовой воде, г/м3 | Количество исследованных | Диапазон изменения | Среднее значение | |
| скважин | проб | |||
| Cl- | 25312.2-39447.6 | 34078.35 | ||
| SO42- | 24.69-74.07 | 48.41167 | ||
| HCO3- | 125.05-347.7 | 189.6083 | ||
| Ca2+ | 801.6-2755.5 | 1907.983 | ||
| Mg2+ | 486.4-1064.0 | 815.7333 | ||
| Na+ | 14646.8-21236.9 | 18355.68 | ||
| K+ | 101.8-216.9 | 145.0833 | ||
| Примеси | ||||
| pH | 7.05-7.35 | 7.28 |