Физико-химические свойства нефти и газа

1.5 Физико-химические свойства нефти и газа

Нефти залежей пластов DΙ, DΙΙ, DΙΙΙ, DΙV можно охарактеризовать как легкие, маловязкие, сернистые и смолистые. Основные параметры пластовой нефти могут варьировать в значительных пределах. Например, на Туймазинской площади по направлению от центра к периферии залежи пласта DΙ происходит изменение давления насыщения от 9,4 до 8,2 МПа. На Александровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность (792 кг/м³) и вязкость (2,02 мПа·с). В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях преобладает метан (29,21%), присутствует азот до 6,06%.

Нефть терригенной толщи нижнего карбона также имеет различные параметры. Так, давление насыщения нефти газом изменяется от 2,5 до 6,85 МПа. В компонентных составах нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти выделены углеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует в количестве 0,8–1,4%. Газосодержание меняется от 13,3 до 27,3 м³/т и в среднем составляет 22,0 м³/т. В целом нефть ТТНК высоковязкая, тяжелая, смолистая и парафинистая.

Свойства и характеристика поверхностной нефти и газа приведены в таблице 4 и 5.

Пластовые воды девонских пластов представляют собой хлоркальциевые рассолы. Общая минерализация их составляет 275 г./л, а плотность достигает 1190 кг/м³. Газосодержание в водах составляет 2,73 м³/т. В составе воды ТТНК преобладают ионы хлора и натрия. Содержание ионов хлора и натрия соответственно равно 4,49 и 3,3 млн. молей/м³, общая минерализация достигает 8,68 млн. молей/м³.

Данные исследований показали, что состав газа горизонтов DΙ и DΙΙ практически одинаковый. Газ пласта DΙV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана.

Характерным для девонских попутных газов является:

– отсутствие сероводорода;

– относительная плотность выше единицы (1,0521);

– содержание азота 13,3% по объему;

– относятся к жирным газам.

Относительная плотность газа, растворенного в нефти терригенного карбона, составляет 0,980; плотность газа турнейского яруса – 1,0529.

Содержание гелия в продукции скважин составляет 0,051 – 0,055% по объему, аргона – до 0,041%.

Таблица 4. Характеристика нефти продуктивных пластов Туймазинского месторождения

Таблица 5. Характеристика попутного газа продукции скважин