Физико-химические свойства продукции скважин

Физико-химические свойства нефтей разрабатываемых месторождений Удмуртии изменяются в широком диапазоне и характеризуются следующими величинами: плотность в поверхностных условиях изменяется от 830 до 926 кг/м3; вязкость нефти в пластовых условиях от 1, 8 до 339, 5 мПа-с; содержат в своем составе серу в объеме от 0, 8 до 3, 6 %, асфальтены 0, 5-7, 4 %, парафины от 1, 7 до 7, 7 %. Газовый фактор нефтей изменяется от 3, 3 до 32, 5 м3/т. В попутном газе отдельных месторождений содержится гелий. В высоковязких нефтях ряда месторождений отмечается повышенное содержание пятиокиси ванадия, а также никель. Распределение запасов нефти по вязкости представлено в табл. 1.

Анализируя данные таблицы, можно сделать следующие выводы.

Добываемые нефти в основном высокой (> 30 мПа с) и повышенной (от 10 до 30 мПас) вязкости. Последние составляют 41, 4 %. Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых углеводородных соединений. Содержание парафина по различным месторождениям изменяется от 1, 7 до 5, 05 %. Наибольшая вязкость нефти наблюдается на Мишкинском (турнейский ярус) и Гремихинском месторождениях, здесь она превышает 75 мПа с. Плотность нефти изменяется также в широком диапазоне - от 883 (Ижевское месторождение) до 963 кг/м3 (Шарканская площадь). Пластовые воды минерализованные, содержание солей в них колеблется от 188 (турнейский ярус Лудошурского месторождения) до 300 мг-экв/л (тульские отложения Киенгопской площади). Большинство залежей высоковязкой нефти характеризуются начальным упруговодонапорным режимом.

Результаты исследований пластовых нефтей в пределах месторождений по исследованным залежам не остаются постоянными. Повышение вязкости и плотности нефти наблюдается в направлении от центральной части залежи к ее периферии, а также вблизи водонефтяных контактов. Распределение упомянутых параметров по толщине залежи сверху вниз происходит по такой же закономерности. В обратной зависимости изменяется давление насыщения нефти газом. Следует отметить, что приведенную характеристику коллекторских свойств нефтенасыщенных толщин и физических свойств флюидов следует воспринимать как усредненную, типичную для большинства разрабатываемых месторождений. В то же время надо иметь в виду, что имеются нефтенасышенные пласты с аномально-высокими показателями. Так, наиболее высокая проницаемость до (0, 50 мкм2) зафиксирована в продуктивных отложениях турнейского яруса Мишкинского месторождения, высокая вязкость нефти отмечается в черепетском горизонте Мишкинского месторождения (0, 375-0, 424 Па-с, скважины 184, 1436, 253). Еще большая вязкость нефти определена во вновь вводимой залежи Динтемского (яснополянский надгоризонт) и на Мещеряковском (турнейский ярус) месторождениях (1, 766-4, 213 Па-с, скважины 187, 3401, 3402).

Перечисленные выше показатели, характеризующие структуру запасов и коллекторские свойства залежей, а также физико-химические свойства нефти и принятая система разработки обусловили средние и низкие дебиты скважин на основных разрабатываемых месторождениях. По этой причине весь фонд добывающих скважин относится к насосному способу эксплуатации. Дебит скважин по нефти находится в пределах 2, 5-15, 5 т/сут.

Таблица 1

Распределение запасов нефти месторождений ОАО «Удмуртнефть» по вязкости