1.4. Свойства и состав нефти, газа и воды визейской залежи

Отбор и исследование свойств нефти и растворенного газа Мишкинского месторождения осуществлялись институтом «Гипровостокнефть», тематической экспедицией объединения «Удмуртгеология» и Камским отделением ВНИГНИ.

Анализ глубинных и поверхностных проб нефтей и газа проводился преимущественно на отечественной аппаратуре и по общепринятым методикам и соответствующим ГОСТам. Результаты исследований были использованы при составлении в 1973 г. институтом «Гипровостокнефть» комплексной технологической схемы разработки, утвержденная ЦКР СССР в 1974 году (протокол № 387от 04.06.74г.), согласно которой в этом же году месторождение

введено в разработку.

После этого на месторождении продолжалось изучение физико-химических свойств пластовых и поверхностных нефтей, которое привело к уточнению значений параметров нефтяных флюидов и было использовано при составлении [2] технологической схемы.

Общее количество исследованных с 1978-1985г. на визейской залежи проб пластовой нефти 6, проб поверхностной нефти 12. Обоснование средних величин параметров нефти произведено в целом по объекту. Нефти визейской залежи, в основном, относятся к группе высоковязких (более 30 мПа*с). Все, нефти высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые. По плотности нефти, относятся к группе средних.

Свойства нефти визейской залежи в пластовых условиях

Имеющиеся результаты исследования, показывают, что при приближении от сводовой части залежи к внешнему контуру нефтеносности наблюдаются увеличение вязкости в 1,5-2 раза. Для технологических расчетов значения параметров пластовой нефти рекомендуется по глубинной пробе в скв. 181. Эта скважина расположена в водонефтяной части залежи. Сводные параметры физических характеристик пластовой нефти [2] отражены в таблице 6.

Таблица 6

Физические характеристики нефти в пластовых условиях

Пластовая температура, °С	Пластовое давление, МПа	Давление насыщения, Мпа	Объемный коэф – т	Газовый фактор, м3/т	Плотность нефти, г/см3	Динами- ческая вязкость, мПа * с	Коэф-т сжимаемос- ти×10-4 Мпа-1
30	13,7	8,2	1,025	11,72	0,8951	30,42	6,9

Свойства нефти визейской залежи в поверхностных условиях

Поверхностные пробы получены из большого количества скважин. Характеризуются относительной стабильностью параметров нефти по коллекторам. Худшие свойства имеет нефть на Восточно - Воткинском участке.

Это объясняется тем, что он характеризует нефть водоплавающей залежи,

29

имеющей небольшие запасы углеводородов. Именно в таких залежах происходит наиболее интенсивное разрушение нефти в результате воздействия подземных вод. Сводные параметры физико-химических характеристик поверхностной нефти [2] отражены в таблиц 7.

Таблица 7

Физико – химические характеристики поверхностной нефти

Плотность, г/см3	Вязкость кинематическая, мм2/с			Температура застывания, °С		Температура начала кипния, °С
	20°С	50°С
0,9086	85,08	21,92		-16			66

Объемный выход фракций, %				Массовое содержание, %
н.к.100°С	до150°С	до 200°С	до 300°С	асфальте- нов	смол селикагелевых	парафина	серы
3,9	10,6	16,9	39,0	5,4	16,2	4,2	3,2

По технологической классификации (ГОСТ-912-66) нефть относится, по содержанию серы в нефти и нефтепродуктах, к III классу, в зависимости от потенциального содержания топлива - к типу Т₂, в зависимости от потенциального содержания базовых дистиллятных и остаточных масел – к группе М₃. По вязкости базовых масел нефть относится к подгруппе И₂ и по содержанию парафина – к видуП₂, технологический шифр нефти – IIIТ₂М₃И₂П₂.

Свойства растворенного газа на визейской залежи

Всего исследовано 6 проб газа, полученного контактным разгазированием пластовой нефти. Относительная стабильность параметров газа позволила усреднить их для всей территории визейской залежи. Сводные параметры состава газа отражены в таблице 8.

В целом растворенный газ залежи азотноуглеводородного состава, газообразные углеводороды – парафинового ряда. Относительный удельный

вес газа по воздуху – 1,240.

Таблица 8

Сводные параметры состава газа

Содержание,% мол
метан	этан	пропан	i – бутан	n – бутан	i – пентан	n – пентан	гелий	азот	углекислый газ
4,10	8,52	17,05	3,65	6,19	2,10	1,29	0,045	55,98	0,42

Физико - химические свойства воды визейской залежи

Визейский нефтеводоносный комплекс терригенных пород [2] объединяет тульские и бобриковские отложения. Верхним водоупором является кровля тульского горизонта экранированная толщей аргиллитов, мергелей и алевролитов (15 – 20м.).

Пластовые воды являются рассолами хлоридно - кальциевого типа. Вязкость подземных вод в пластовых условиях оценивалась по формуле А.Г.Соколова с учетом плотности этих рассолов и геотермических условий, состовляет 1,45 – 1,51 мПа*с.

Насыщенность вод сульфатом кальция определялась на основе экспериментальных данных , полученных А.И.Чистовским для Урало – Поволжья, а также по методике принятой в ПермНИПИнефть. По этим данным воды имеют хорошую сходимость и свидетельствуют о малой угрозе выпадения гипса в колонне и на технологическом оборудовании.

Таблица 9

Содержание промышленно – ценных компонентов в пластовых водах

№ скв	Отложения	Минерали- зация, г/л	Компоненты, мг/л							В2О3, мг/л
			Li	Rb	Cs	Sr	K	I	Br
181	визейские	249,6	5	0,4	0,1	550	850	10,6	568,8	84,7
189	визейские	261,5	3,75	0,6	0,1	500	1000	5,8	630,7	104,9

Средняя минерализация 268,3 мг/л, коэффициент метаморфизации rNa/rCl – 0,75, коэффициент сульфатности – 0,19. Из промышленно ценных

микрокомпонентов в них отмечаются повышенные концентрации стронция (500-550 мг/л), йода (5,8-10,6 мг/л), калия (850-1000) и брома (568,8-630,7 мг/л) таблица 9. Химический состав попутных вод отражен в таблице 10.

Таблица 10

Химический состав попутных вод

Параметры	Диапазон изменения	Средние значения
Вязкость, мПа•с	1,45-1,51	1,49
Общая минерализация, г/л	253,81 -278,9	268,4
Плотность, т/м3	1,173-1,182	1,179
Содержание ионов Cl - мг.экв/л	4450,6-4846,4	4675,9
Содержание ионов SO42- мг.экв/л	0,3 -4,1	2,3
Содержание ионов HCO3- мг.экв/л	0,0 – 0,6	0,1
Содержание ионов Ca 2+ мг.экв/л	598,8-878,2	778
Содержание ионов Mg 2+ мг.экв/л	175,6-381,4	299,3
Содержание ионов Na+ и K+ мг.экв/л	3225,0 -3945,7	3639,7