О физических свойствах нефти Никольского месторождения Томской области Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ИЗВЕСТИЯ

ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ" __ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА им. С. М. КИРОВА _

Том 288 _ ~ 1976

О ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ НЕФТИ НИКОЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Г. Н. ЧЕРТЕНКОВА

'(¡Представлена профессором А. ¡В. Акодриньщ)

Нефтеносным на Никольском месторождении является пласт Ю-1 (васюганская свита), который представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Среди песчаников встречаются самые разнообразные — от мелкозернистых до крупнозернистых. Песчаники крепкие, слоистые. Нефтяная залежь данного месторождения вскрыта скважиной Р-1 в интервале 2380 — 2400 м.

Для исследования физических свойств пластовой нефти из скважины было отобрано две пробы. Исследование проводилось в лаборатории физики нефтяного пласта Томского политехнического института на

Таблица!

Осиовные физические свойства пластовой нефти Никольского месторождения (скважина Р-1, пласт Ю-1, пластовое давление 240,5 ати, пластовая температура 86°С)

Параметры Единицы измерения | Проба J первая Проба втора я Среднее значение

Дата отбора пробы 7.04.71. 7.04.71.

Интервал 'перфорации M 2380 — 2380 —

— 2400 2400 —

Давление насыщения ати 59 58 58

Коэффициент сжимаемости нефти 10"51/аг 16,06 ' 15,43 15,74

I а з-о с о д е р ж а ние, отн е се н н о е к

единице объема MZ¡MZ 50,50 51,30 50,90

Г а зоео д ер ж а ни е, отн есен н ое к

единице веса мЧт 60,37 61,36 60,86

Объемный коэффициент 1,198 1,202 1,200

Усадка % 16,53 16,81 i 6,66

Пл отно сть сеп а ри р о в а н н ой неф -

Т:И e¡cMz 0,836 0,836 0,836

Плотность пластовой нефти г/см3 0,750 0,748 0,749-

Плотность газа г/литр 1,230 . 1,231 1,230

Ср ед н и й коэ фф ициент р аство ри -

м остя гае а CMz¡CMzaT 0,847 0,884 0,865

Вязкость неразгазированной неф-

ти в 'пластовых условиях сантипуазы 0,70 — 0,70

В яз к о с ть сеп а р и ров а н ной неф - 5,02 5,48 5,25

ш в поверхностных условиях сантипуазы

Конечное давление сепарации мм рт. ст. 760 755

Конечная температура °С 20° С 20° С

Дата завершения анализа 26.04.71 10.05.71

установке УИПН-2М. Работа проводилась по методике, изложенной В. Н. Мамуной и др. [1].

Основные физические свойства пластовой нефти Никольского месторождения приведены в табл. 1. Нефть эта характеризуется относительно невысоким давлением насыщения 58 ати и невысоким же газосодержанием—50,9 мъ\мг. Вместе с тем ее объемный коэффициент сравнительно высокий— 1,200. Вязкость нефти в пластовых условиях 0,70 сан-типуаза, в поверхностных после дегазации — 5,25 сантипуаза. По своим физическим свойствам нефть Никольского месторождения мало отличается от иефтей других месторождений Томской области.

Отдельные из этих свойств исследовались более подробно. Последнее относится прежде всего к вязкости нефти. Вязкость определялась у нефти как в неразгазированном, так и в частично разгазированном состоянии. Исследование велось при нескольких температурах и давлениях. При этом температуры были одинаковыми в обоих случаях, а именно 20, 40, 60 и 86° С (пластовая температура). Что касается давлений, то они были отчасти одинаковыми, а отчасти разными. Так, и в неразгазированном и в частично разгазированном состояниях нефть исследовалась при давлениях 240,5 ати (пластовое давление) и 100 ати. А кроме того, в неразгазированном состоянии нефть исследовалась при давлениях 200 ати и 150 ати, а в частично разгазированном — при 50 ати. Разгазирование производилось при давлении 30 ати.

Исследованием было установлено, что с повышением температуры вязкость нефти Никольского месторождения плавно уменьшается, а с повышением давления — увеличивается, причем при одних и тех же температурах и давлениях вязкость частично разгазированной нефти, мало отличается от вязкости неразгазированной нефти (табл. 2 и 3). Следо-

Т а б л и ц а 2

Результаты исследования вязкости нефти первой пробы Никольского месторождения (скважина Р-1, пласт Ю-1) в неразгазированном состоянии

Давление, при котором определялась вязкость, ати Вязкость в сантипуазах при различных температурах и давления

.2()Г)С 40°С 60°С 86°С (пластовая t ).

1,05 0,88 0,70

1,02 0,76 0,68

0,99 0,74 0,66

0,85 0,73 0,64

240,5 1Д8

200 1,43

150 1,34

100 1,26

Таблица 3

Результаты исследования вязкости нефти Никольского месторождения {скважина Р-1, пласт Ю-1, первая проба) в частично разгазированном состоянии

Давление раз-газирования. ати

Давление, при котором определялась вязкость, ama

Вязкость в сантипуазах при различных температурах и

давлениях

20°С

40»С

60С

86°С

30 102

240,5 1,26 1,14 0,92 073

100 1,17 1,01 0,80 0,70

50 1,11 0.92 0,78 0,69

Таблица 4

Результаты ступенчатого разгазировання первой пробы нефти Никольского месторождения (скважина Р-1, пласт КМ, интервал перфорации 2380—2400 м)

Давление ата Температура Количество газов Коэффициент растворимости газа Плотность газа Объемный коэффициент 11 лотность нефти

Показатели в растворе свободного

ата ОС м3/м3 м21м3ат. ] г1литр ¿¡см^

Пластовое давление 241,5 86°С 50,50 0,0 — — 1,198 0,750

Давление насыщения 60 86°С 50,50 0,0 0,842 — 1,240 0,727

1-я ступень 41 86°С 49,48 1,02 1,151 1,100 1,234 0,729

2-я ступень 33 86°С 42,85 7,65 1,224 1,020 1,227 0,728

3-я ступень 21 86°С 36,66 13,84 1,591 0,958 1,223 0,726

4-я ступень 13 86°С 30,05 20,45 2,003 0,943 1,217 0,724

3-я ступень 8 86°С 24,38 26,12 2,709 1,058 1,211 0,722

б-я ступень 4 86°С 13,27 37,23 2,211 1,180 1,153 0,725

7-я ступень 1 86°С 0,0 50,50 — 1,930 1,139 0,734

8-я ступень 1 20°С 0,0 50,50 — — 1,000 0,836

вательно, основное увеличение вязкости нефти происходит в процессе разгазирования ее в интервале давлений 30 ата 1 ата.

Интересными являются изменения коэффициента сжимаемости нефти. Оказывается, этот параметр увеличивается по мере снижения давления (табл. 5).

Т а б л и ц <\ 5

Коэффициент сжимаемости нефти Никольского месторождения при различных давлениях

. Значение коэффициентов сжимаемости в Мат

Давление, ата

первая проба } вторая проба

240,5—120 120 —100 100 — 80 80 — 60

Средние значения в тервале 240,5—60

12,04-10~5 19,14-Ю-5 20,18-Ю-5 29,85-10~5

16,06-ю-5

11,07-Ю-5 14,02-10~5 13,98-10"5 17,51. Ю-5

15,43. Ю-5

Ниже приводятся также и результаты ступенчатого разгазирования нефти Никольского месторождения, правда, только по первой пробе (табл. 4). Результаты ступенчатого разгазирования второй пробы являются аналогичными и потому в настоящей статье не приводятся.

Некоторое внимание необходимо уделить составу попутных газов нефти Никольского месторождения. Они мало отличаются от состава

Таблица 6

Состав попутного газа нефти Никольского месторождения (скважина Р-1, пласт КМ)

Наименование газов

Первая проба в объемных процентах

Вторая проба в объемных процентах

Метан 74,13 51,78

Этан 7,53 8,79

Пропан 8,55 13,43

Бутан 3,76 11,41

Пентан 1,21 3,37

Гекеак 0,70 1,25

Гептан 0,77 0,47

Углекислый газ 1,32 1,15

Водород .— 8,35

Азот 2,03

попутных газов нефтей других месторождений Томской области. В частности, здесь на первом месте стоит метан (более 50 объемных процентов), на втором месте — пропан (от 8,55 до 13,43 объемных процента) и только на третьем месте — этан (от 7,53 до 8,79 объемных процента). Велика доля бутана. У второй пробы содержание его даже превышает содержание этана. Содержание прочих газов незначительно (табл. 6).

По физическим свойствам нефть Никольского месторождения мало отличается от нефтей других месторождений Томской области.

ЛИТЕРАТУРА

1. В. Н. Мам у.н а, Г. Ф. Т«реб ид, Б. В. У л ь я н н .н с к и й. Экспериментальное исследование пластовых нефтей. ГОСИНТИ, 1960.