К оглавлению

УДК 553.982.001.5 (470.13)

Физико-химические свойства нефтей Харьягинского месторождения

Г.Ф. ТРЕБИН, Ю.В. КАПЫРИН, Ю.Н. СКОРОВАРОВ (ВНИИ), П.В. ЖУЙКО, Л.В. КОНОВАЛОВА (ПечорНИПИнефть)

Харьягинское месторождение является одним из источников развивающейся нефтедобычи на севере европейской части СССР.

Месторождение относится к сложным, требующим особого подхода к вопросам, связанным с извлечением нефти из продуктивных пластов и ее транспортом. Неординарность этого месторождения обусловлена в основном специфическими физико-химическими свойствами нефтей. Наряду с этим решение задач разработки месторождения, техники и технологии добычи нефти, вопросов подготовки ее к транспорту, а также транспорта как по внутрипромысловым коммуникациям, так и по магистральному трубопроводу усугубляется сложностью геологического строения и суровыми климатическими условиями со среднегодовой температурой -5 °С.

Для Харьягинского месторождения характерны большой этаж нефтеносности (~2800 м), наличие в его разрезе многолетнемерзлых пород, простирающихся до глубины 300-350 м, разнообразных типов ловушек, большого числа залежей нефти, различных типов коллекторов, имеющих широкий диапазон емкостных (пористость от 8 до 30 %) и фильтрационных (проницаемость от 0,001 до 1 мкм²) характеристик.

Термодинамические условия залегания нефтей имеют широкий диапазон изменения. Так, если для поддоманиковых отложений среднего девона пластовое давление с глубиной от 3610 до 3960 м, достигает 44-48 МПа, а температура составляет 86-98 °С, то для залежей нижнего триаса при глубине 1270-1430 м эти показатели соответственно будут 11-13 МПа и 30-32 °С.

Физико-химические свойства нефтей Харьягинского месторождения изучались в Комплексной экспедиции ТПО ВНИГРИ, ПечорНИПИнефти и ВНИИ. В табл. 1 приведены средние параметры основных физических свойств нефтей в пластовых условиях базисных пластов для шести выделенных эксплуатационных объектов, а также данные по пластовым давлениям и температурам. Пластовые нефти охарактеризованы результатами исследования более 80 глубинных проб нефти. Наиболее детально (60 скважино-пластов) изучены нефти эксплуатационных объектов III и IV.

Анализ параметров, представленных в табл. 1, показал, что плотность пластовой нефти Харьягинского месторождения находится в диапазоне 0,679-0,814 г/см³. Вязкость нефти базисного пласта эксплуатационного объекта I, расположенного на глубине примерно 3700 м, составляет около 1 мПа-с, а базисного пласта верхнего объекта VI(H ~ l400 м) практически в 4 раза выше. Газосодержание нефтей объекта VI на порядок ниже, чем у нефтей эксплуатационного объекта I. Так, величина газосодержания нефти в пласте Д₂st «верхняя пачка», расположенном в районе Центрально-Харьягинского поднятия (объект I), составляет 218,3 м³/т, а в пласте Т₁-I эксплуатационного объекта VI (Южный купол) - 26,9 м³/т. Давление насыщения находится в диапазоне 4,4-22,4 МПа, значения объемного коэффициента 1,065-1,563, молярной массы 95-180 г/моль.

На основании данных о плотности нефти в пластовых условиях и ее молярной массе нефти Харьягинского месторождения, согласно существующей классификации, следует относить к так называемым «обычным» нефтям [2].

Для нефтей этого месторождения характерны зависимости параметров основных физических свойств от глубины, свойственные нефтям других добывающих районов, а именно возрастание газосодержания и объемного коэффициента и уменьшение плотности, вязкости и молярной массы. На рис. 1 представлены зависимости, построенные по усредненным данным физических свойств пластовых нефтей базисных и второстепенных пластов.

Параметры пластовых нефтей Харьягинского месторождения подчиняются выявленным ранее на основании обработки экспериментального материала по физическим свойствам углеводородных систем в пластовых условиях более 1200 залежей нефтей корреляционным зависимостям газосодержания, плотности, давления насыщения и объемного коэффициента от значения молярной массы [1]. Сопоставительный анализ экспериментальных данных с расчетными, полученными при использовании математических уравнений, описывающих эти зависимости, показал, что они достаточно хорошо согласуются. Так, например, среднее относительное расхождение между экспериментальными и расчетными значениями плотности составило 2,5 %, а объемного коэффициента - 1,3 %, Имеющиеся расхождения соизмеримы с погрешностями определения параметров физических свойств пластовых нефтей экспериментальным методом. По итогам работы была проведена оценка достоверности имеющегося экспериментального материала, а полученные в результате сопоставительного анализа данные позволили рекомендовать этот расчетный метод к практическому использованию для оценки параметров пластовых нефтей, по которым не проводились исследования.

Изучение разгазированных нефтей Харьягинского месторождения и, в частности, их состава способствовало выявлению специфической особенности этих нефтей, заключающейся в весьма высоком содержании парафина, достигающего 23 % и более, и высокой положительной температуре застывания (30 °С и выше), что позволило сравнивать эти нефти по данному параметру с нефтями месторождения Узень в Западном Казахстане.

Весьма высокое содержание парафина в нефтях Харьягинского месторождения вызвало необходимость изучения величины насыщенности этих нефтей парафином в первоначальных пластовых условиях. Определение насыщенности нефти парафином осуществлялось в два этапа. На первом этапе проводилась предварительная оценка величины насыщенности нефтей парафином на основании сопоставительного анализа значений температуры насыщения нефти парафином, полученных по корреляционной зависимости этого параметра от содержания парафина в нефти. Результаты позволили высказать предположение о предельной насыщенности нефтей Харьягинского месторождения в первоначальных пластовых условиях. На втором этапе изучались условия выделения парафина из нефти при снижении температуры. В результате сделали вывод о величине насыщенности нефтей этого месторождения парафином.

Экспериментальное исследование температуры насыщения нефти парафином осуществлялось рефрактометрическим методом на приборе ИРФ-22, фотометрическим методом с использованием прибора ПТП, а также разработанным фильтрационным методом, позволяющим моделировать процесс затухания фильтрации при выделении парафина из нефти.

В качестве примера на рис. 2, рис. 3 и рис. 4 приведены результаты определения температуры насыщения парафином разгазированных нефтей Харьягинского месторождения указанными методами. На рис. 2 представлена зависимость показателя преломления от температуры для нефти объекта II из пласта Д₃-III, вскрытого скв. 48. По излому этой линии фиксировалось значение температуры насыщения нефти парафином, которое в данном случае составило 71 °С. На рис. 3 показано относительное изменение коэффициента светопропускания в результате снижения температуры для нефти эксплуатационного объекта III (пласт P₁a+s, скв. 47). Температуру насыщения (42 °С) определяли по значению температуры, соответствующей резкому уменьшению коэффициента светопропускания, что указывает на выпадение парафина из нефти. На рис. 4 представлена зависимость изменения проницаемости фильтра при колебаниях температуры в процессе проведения эксперимента. Резкое уменьшение проницаемости свидетельствует о температуре начала выделения парафина, в данном случае 40 °С.

Анализ результатов исследования температуры насыщения одной пробы нефти, полученных различными методами, показал, что фильтрационный метод определения этого параметра дает более высокие значения, что свидетельствует о его большей чувствительности и, следовательно, точности. Это служит основанием для рекомендации его к практическому применению.

Сопоставление значений температур насыщения при исследовании разгазированных нефтей, а также результатов изучения этого параметра в Комплексной экспедиции ТПО ВНИГРИ с учетом влияния давления и газосодержания с соответствующими значениями пластовых температур подтвердило вывод о практически предельной насыщенности нефтей Харьягинского месторождения парафином в первоначальных пластовых условиях (рис. 5).

Как следует из анализа приведенного графика, средние значения температуры насыщения пластовой нефти парафином объектов II-VI практически совпадают с пластовой температурой. Некоторое их расхождение находится в пределах погрешностей промысловых и экспериментальных измерений, а также может быть результатом усреднения данных.

Очевидно, что при изменении термодинамических условий, а именно охлаждении пластов или существенном понижении пластового давления ниже давления насыщения, парафин будет выделяться из нефти в виде твердой фазы, что является причиной уменьшения дебитов добывающих скважин, резкого их обводнения и в конечном итоге снижения коэффициента нефтеотдачи. Поэтому главным принципом разработки этого месторождения является недопущение выпадения парафина в пластах, т. е. сохранение первоначальных пластовых условий.

В табл. 2 представлены средние значения параметров разгазированных нефтей базисных пластов этого месторождения. Всего проведено более 70 исследований, из них более 60 - для нефтей объектов I - IV.

Анализ данных, приведенных в табл. 2, показал, что значения плотности разгазированных нефтей находятся в диапазоне 0,830-0,840 г/см³, содержание смол от 3 до 5 %, количество асфальтенов не превышает в большинстве случаев 1,5 %, а серы - 0,5 %. По выходу светлых продуктов нефть Харьягинского месторождения аналогична нефтям таких месторождений, как Самотлорское и Ромашкинское.

Следует обратить внимание на тот факт, что для нефтей эксплуатационных объектов II и III характерно повышенное содержание сероводорода в растворенном газе.

Таким образом, специфическая особенность нефтей Харьягинского месторождения, заключается в предельной насыщенности парафином в первоначальных пластовых условиях. Установлено, что для нефтей этого месторождения характерны весьма высокое содержание парафина (до 25 %) и повышенные температуры застывания (до 38 °С). В результате выполненного анализа физико-химических свойств пластовых и разгазированных нефтей Харьягинского месторождения определены диапазоны изменения значений параметров и установлены их зависимости от глубины и молярной массы. Пластовые нефти этого месторождения относятся к классу обычных.

Наличие специфических особенностей у нефтей этого месторождения требует особого внимания при решении вопросов извлечения их продуктивных пластов, в первую очередь обязательное сохранение первоначальных пластовых условий.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. О возможности прогнозирования физических параметров пластовых нефтей / Г.Ф. Требин, Ю.В. Капырин, Ю.Н. Скороваров, Ю.И. Филяс.- Нефтяное хозяйство, 1982, № 11, с. 32- 34.

2. Требин Г.Ф. Классификация залежей углеводородов.- Геология нефти и газа, 1976, № 12, с. 27-30.

Таблица 1 Физические свойства нефтей в пластовых условиях базисных пластов эксплуатационных объектов

Параметры	Объект I		Объект II	Объект III		Объект IV	Объект V	Объект VI
	Центрально-Харьягинское поднятие	Южно-Харьягинское поднятие	Центрально-Харьягинское поднятие
	Д2 st «верхняя пачка»		Д3-III	Р1ar		P2-III	P2-V	Т1-I
				Северный купол	Южный купол			Северный купол	Южный купол
Начальное пластовое давление на уровне ВНК, МПа	46,2	46,2	30,6	19,2	18,8	16,5	16,0	13,2	13,0
Пластовая температура, °С	88,0	88,0	66,0	41,0	40,5	38,0	36,0	32,0	32,0
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см^3	0,679	0,724	0,715	0,790	0,760	0,734	0,769		0,814
Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа-с	0,96	1,44	1,23	1,70	1,83	2,83	3,22		3,88
Объемный коэффициент	1,563	1,337	1,408	1,106	1,225	1,127	1,102	-	1,065
Давление насыщения, МПа	22,4	12,5	19,8	8,2	12,0	7,4	5,6	4,4	4,4
Газосодержание, м^3/т	218,3	119,2	164,4	48,1	96,5	50,3	43,5	-	26,9
Молярная масса, г/моль	94	109	107	147	129	162	163		187

Таблица 2 Физические свойства и состав разгазированных нефтей базисных пластов эксплуатационных объектов

Параметры	Объект I		Объект II	Объект III		Объект IV	Объект V	Объект VI
	Центрально-Харьягинское поднятие	Южно-Харьягинское поднятие	Центрально-Харьягинское поднятие
	Д2 st «верхняя пачка»		Дз-III	Р1-ar		Р2-III	P2-V	Т1-I
				Северный купол	Южный купол			Северный купол	Южный купол
Плотность, г/см^3	0,833	0,835	0,836	0,836	0,834	0,837	0,835	-	0,840
Динамическая вязкость при 30 °С, мПа-с	32,0	56,2	13,5(35 °С)	7,35(20 °С)	17,3	10,3	9,0		17,5(20 °С)
Содержание, %:
парафинов	23,5	23,5	18,3	22,0	18,2	14,0	13,2	-	7,4
асфальтенов	0,1	0,7	0,5	Следы	1,4	0,7	0,3	-	0,2
смол селикагелевых	3,0	3,5	4,4	2,4	4,7	4,6	4,5	-	4,4
серы	0,14	0,1	0,38	0,48	0,51	0,47	0,49	-	-
Температура, °С:
застывания	26,0	33,0	20,0	8,0	-	18,0	11,0	-	19,0
кипения	76,0	65,0	68,0	74,0	65,0	59,0	61,0	-	61,0
плавления	66,2	63,0	67,0	48,0	55,0	52,8	53,0	-	-
парафинов
Содержание светлых фракций (%) до температуры, °С:
100	1,0	2,0	2,0	1,2	2,0	3,0	3,0	-	2,0
150	9,5	11,0	11,0	9,2	12,0	12,0	11,0	-	9,5
200	18,5	20,0	22,0	24,5	23,8	22,0	22,0	-	20,0
250	28,0	29,0	31,0	41,3	36,3	32,0	34,0	-	34,0
300	40,0	40,0	42,0	59,3	51,0	46,0	48,0	-	49,0

Рис. 1. Графики распределения параметров пластовых нефтей по глубине.

Кривые: 1 - вязкости (), 2 - плотности () 3 - молярной массы (М), 4 -газосодержания (Г)

Рис. 2. График зависимости показателя преломления нефти от температуры (объект II, пласт Дз-III,скв. 48)

Рис. 3. График зависимости коэффициента светопропускания от температуры для нефти (объект III. Пласт P₁a+s, скв. 47)

Рис. 4 График изменения проницаемости фильтра при фильтрации нефти (объект IV, пласт Р₂-III скв. 72)

Рис. 5. График распределения пластовой температуры и температуры насыщения нефти парафином по глубине.

Температуры: 1 - насыщения нефти парафином, 2 - пластовая