Значение мольного содержания метана в нефтях горизонта БС4-5 и ачимовской пачки 23,50 и 14,23 % соответственно. По плотности при однократном разгазировании нефти Приразломного месторождения классифицируются как средние (861,0 кг/м3 – для горизонта БС4-5, 855,5 – для ачимовской пачки).
Из основных физико-химических характеристик разгазированной нефти по поверхностным пробам, следует, что нефти Приразломного месторождения сернистые (содержание серы 0,9 % - для пластов АС11 и БС1, 0,86 % – для пласта БС4-5 и 1,08 % - для ачимовской пачки), парафинистые (2,70, 4,10, 3,15 и 2,36 %), малосмолистые (5,65, 8,30, 6,27 и 10,42 %), содержание асфальтенов – 2,32, 10,8, 2,31 и 1,10 % для пластов АС11, БС1, БС4-5 и ачимовской пачки соответственно. Объемный выход фракций при разгонке до 350 0С составляет 54,5, 54,9 и 47,0 % для пластов АС11, БС4-5 и ачимовской пачки соответственно. Шифр технологической классификации нефти для этих пластов по - IIТ2П2.
Вязкость вод горизонта БС4-5 и ачимовской пачки 0,43 и 0,30 мПа·с, плотность воды в пластовых условиях – 1003 и 997 кг/м3 соответственно.
В таблице 2.2 представлены результаты определения компонентного состава нефтяного газа и нефти пластов БС4-5 и ачимовской пачки при проведении однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях и дифференциального разгазирования. Значение мольного содержания метана в нефтях пласта БС4-5 и ачимовской пачки 23,50 и 14,23 % соответственно. Характерно преобладание бутана и пентана нормального строения над их изомерами, а также пропана – над этаном. По плотности при однократном разгазировании нефти Приразломного месторождения классифицируются как средние (861,0 кг/м3 – для пласта БС4-5, 855,5 – для ачимовской пачки).
Надо отметить, что по пластам БС4-5 Приразломного месторождения проведен большой объем исследований физических свойств нефти. Однако полученные значения давления насыщения Pнас, газонасыщенности Г, объемного коэффициента bн распределены в широком диапазоне и сильно варьируют. Это обусловлено техническими трудностями получения глубинных проб, которые могут приводить к отбору частично разгазированной нефти.
Таблица 2.1 - Свойства пластовой нефти и воды
| Наименование | Количество исследованных | Диапазон изменения | Среднее значение | |||
| СКВ. | проб | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | ||
| Ачимовская пачка | ||||||
| а) Нефть | ||||||
| Пластовое давление, МПа | 5 | 7 | 27 - 29 | 28 | ||
| Пластовая температура, 0С | 5 | 7 | 90 - 99 | 99 | ||
| Давление насыщения газом, МПа | 4 | 6 | 1,5 – 8,7 | 6,7 | ||
| Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | 5 | 7 | 6,5 – 50,7 | 47,5 | ||
| Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т | 2 | 2 | 42,4 – 43,8 | 43,1 | ||
| Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. | 5 | 7 | 1,060 – 1,188 | 1,166 | ||
| Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 2 | 2 | 1,131 – 1,163 | 1,147 | ||
| Плотность, кг/м3 | 5 | 7 | 770,0 – 827,0 | 780 | ||
| Вязкость, мПа·с | - | - | - | 0,82 | ||
| б) Пластовая вода | ||||||
| Общая минерализация, г/л | - | - | - | 12,5 | ||
| Плотность в пластовых условиях, кг/м3 | - | - | - | 997 | ||
| Вязкость, мПа·с | - | - | - | 0,3 | ||
| Горизонт БС4-5 | ||||||
| а) Нефть | ||||||
| Пластовое давление, МПа | 58 | 160 | 18,0 – 28,3 | 25,4 | ||
| Пластовая температура, 0С | 58 | 160 | 91 - 110 | 97 | ||
| Давление насыщения газом, МПа | 58 | 159 | 1,3 – 17,8 | 13 | ||
| Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | 58 | 166 | 18,4 – 127,8 | 76,6 | ||
| Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т | 50 | 147 | 50,7 – 111,1 | 68,3 | ||
| Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. | 58 | 166 | 1,035 – 1,584 | 1,253 | ||
| Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 50 | 147 | 1,126 – 1,319 | 1,199 | ||
| Плотность, кг/м3 | 58 | 166 | 707,0 – 853,0 | 766,2 | ||
| Вязкость, мПа·с | 24 | 43 | 0,72-2,45 | 1,27 | ||
| б) Пластовая вода | ||||||
| Общая минерализация, г/л | 21 | 24 | 2204,6–56923,5 | 10,05 | ||
| Плотность в пластовых условиях, кг/м3 | 21 | 24 | 998,0 –1053,0 | 1003 | ||
| Вязкость, мПа·с | 21 | 24 | - | 0,43 | ||
| Пласт БС1 (по аналогии с Усть-Балыкским месторождением) | ||||||
| а) Нефть | ||||||
| Пластовое давление, МПа | - | - | - | н.д. | ||
| Пластовая температура, 0С | - | - | - | 93 | ||
| Давление насыщения газом, МПа | - | - | - | 6,86 | ||
| Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | - | - | - | 35,64 | ||
| Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т | - | - | - | 32 | ||
| Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. | - | - | - | н.д. | ||
| Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | - | - | - | 1,192 | ||
| Плотность, кг/м3 | - | - | - | н.д. | ||
| Вязкость, мПа·с | - | - | - | 1,34 | ||
| Пласт АС11 (по аналогии с Салымским месторождением) | ||||||
| а) Нефть | ||||||
| Пластовое давление, МПа | - | - | - | 21 | ||
| Пластовая температура, 0С | - | - | - | 92 | ||
| Давление насыщения газом, МПа | - | - | - | 6,8 | ||
| Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | - | - | - | 32,92 | ||
| Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т | - | - | - | 31 | ||
| Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. | - | - | - | 1,144 | ||
| Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | - | - | - | 1,11 | ||
| Плотность, кг/м3 | - | - | - | н.д. | ||
| Вязкость, мПа·с | - | - | - | 1,32 | ||
Таблица 2.2 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)
| Наименование | При однократном разгази-ровании пластовой нефти в стандартных условиях | При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях | Пласто-ваянефть | ||
| выделившийся газ | нефть | выделившийся газ | нефть | ||
| Пласт БС4-5 | |||||
| Сероводород | Отсутствует | ||||
| Углекислый газ | 1,99 | 0,03 | 2,29 | 0,02 | 0,86 |
| Азот | 0,89 | 0,00 | 0,97 | 0,00 | 0,35 |
| Метан | 56,85 | 0,23 | 62,82 | 0,05 | 23,50 |
| Этан | 11,78 | 0,35 | 12,98 | 0,52 | 5,10 |
| Пропан | 15,19 | 1,79 | 13,38 | 3,64 | 7,27 |
| Изобутан | 2,36 | 0,76 | 1,58 | 1,32 | 1,39 |
| н-Бутан | 5,87 | 2,85 | 3,60 | 4,44 | 4,08 |
| Изопентан | 1,35 | 1,58 | 0,63 | 1,99 | 1,43 |
| н-Пентан | 1,99 | 3,36 | 0,90 | 3,99 | 2,78 |
| С6+высшие | 1,71 | 89,05 | 0,59 | 84,03 | 53,28 |
| Молярная масса | 29,2 | 217 | 25,8 | 207 | 140 |
| Плотность, кг/м3 | 1,214 | 861,0 | 1,072 | 854,0 | 766,2 |
| Ачимовская пачка | |||||
| Сероводород | отсутствует | ||||
| Углекислый газ | 1,34 | 0,00 | 1,55 | 0,00 | 0,37 |
| Азот | 0,42 | 0,00 | 0,93 | 0,00 | 0,24 |
| Метан | 48,18 | 0,09 | 53,24 | 0,05 | 14,23 |
| Этан | 16,59 | 0,28 | 18,01 | 0,60 | 4,97 |
| Пропан | 19,11 | 1,75 | 16,58 | 3,21 | 6,73 |
| Изобутан | 2,37 | 0,51 | 1,58 | 0,88 | 1,04 |
| н-Бутан | 7,55 | 3,27 | 5,28 | 4,20 | 4,49 |
| Изопентан | 1,38 | 1,19 | 0,69 | 1,49 | 1,23 |
| н-Пентан | 1,83 | 2,93 | 1,18 | 3,23 | 2,61 |
| С6+высшие | 1,23 | 89,98 | 0,96 | 86,34 | 64,09 |
| Молярная масса | 30,95 | 209 | 28,39 | 204 | 157 |
| Плотность, кг/м3 | 1,287 | 855,5 | 1,180 | 852,0 | 780,0 |
2.4 Запасы нефти и газа
На Приразломном месторождении запасы нефти и растворённого газа подсчитаны Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеология и утверждены ГКЗ СССР в 1985 г. – протокол от 25 октября 1985 г. № 9830.
На дату утверждения запасов месторождение находилось на стадии разведки. Запасы нефти были утверждены по трем продуктивным пластам – БС4-5, АС111, АС112 (категории С1 и С2). Утверждённые начальные запасы нефти по категории С1 составляют: геологические 458167 тыс.т, извлекаемые – 183681 тыс.т; категории С2: геологические 223896 тыс.т, извлекаемые – 81505 тыс.т. Извлекаемые запасы нефти категории С2 на дату утверждения составляли 31 % от извлекаемых запасов нефти месторождения.