Свойства и состав нефти, газа и воды

Наиболее плотные и вязкие нефти на месторождении встречены в верхних горизонтах. Скачкообразное уменьшение плотности и вязкости нефти отмечается в VIII горизонте. Ниже по разрезу плотность нефти незначительно возрастает и остается почти постоянной в XIXa, XX пластах.

Растворенный в нефти газ сухой, метановый, с низким содержанием не углеводородных компонентов (азота 0,1 — 3%, углекислого газа 0,1 — 1,5%). Близкими свойствами и составом характеризуется и свободный газ газовых шапок. Пластовые нефти месторождения изучены по 11 глубинным пробам, отобранным из 11 скважин. Подземные воды месторождения относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу с общей минерализацией 2,5 — 18,5 г/л. Геотермическая ступень 32 — 34 м/ С.

Нефти месторождения Набиль характеризуются резкой изменчивостью физико-химических свойств по разрезу месторождения и значительным постоянством их по площади залежей. Нефти верхних горизонтов тяжелые, высокосмолистые, высоковязкие. Они содержат незначительное количество парафина и светлых фракций, выкипающих до 300 єС; содержание серы в них составляет 0,27 — 0,39%.

Сепарированная нефть I горизонта охарактеризована пробами из 19 скважин. Плотность нефтей изменяется по площади залежей незначительно — от 0,943 до 0,917 г/см3 и в среднем по горизонту составляет 0,938 г/см3, средняя вязкость нефти при 20° С равна 0,29· 10−3 м2/с.

С увеличением глубины залегания плотность нефти уменьшается до 0,786 г/см3, снижается содержание смол до 2,4%, увеличивается содержание парафина до 3 — 7% и выход светлых фракций. Различия свойств нефти в пределах залежи XX горизонта более значительны. Плотность нефти изменяется от 0,813 до 0,847 г/см3, соответственно и другие параметры, а нефть из скважины 51 по своим свойствам граничит с конденсатом.

В целом сепарированные нефти нижних горизонтов относятся к легким, малосмолистым, высокопарафинистым нефтям с незначительным содержанием серы и высоким выходом светлых фракций. Нефти нижних горизонтов застывают в пределах температур от +5 до +15° С, что обусловлено высоким содержанием в них парафина. Температура насыщения нефти парафином изменяется по площади залежи ХХ горизонта в пределах +13 — +16° С.

Пластовые нефти XIXа горизонта охарактеризованы по результатам исследования глубинной пробы нефти из скважины 25, вскрыв XIXа горизонт в интервале 1577−1593 м.

Глубинная проба отобрана в первый месяц эксплуатации скважины 2.11.1976 г. Скважина во время отбора пробы работала на 5 мм. штуцере с дебитом нефти 14,3 м3/сутки и газовым фактором 630 м3/т. Забойное давление в момент отбора пробы составило 7,6 МПа, температура пласта 51° С. Пробоотборники содержали нефть с избытком газа, давление насыщения значительно превышали начальное пластовое давление (19, 15; 22; 23 МПа).

Судя по результатам отбора глубинных проб и по величине газового фактора, залежь работает с начала разработки на режиме растворенного газа. Поэтому давление насыщения нефти принято равным начальному пластовому давлению 16,0 МПа.

Нефть I горизонта охарактеризована по результатам исследования глубинной пробы скважины 102, отобранной 28 мая 1977 года в первый месяц работы скважины с глубины 600 м. В момент отбора скважина работала на 6 мм, штуцере с забойным давлением 5,4 МПа, пластовое давление составило 6 МПа. Отбор производился в условиях двухфазного потока на забое скважины — давление насыщения превышает пластовое. Скважина работает с газовыми факторами, превышающими начальную газонасыщенность. Поэтому давление насыщения нефти принято равным пластовому давлению. Обобщая изложенный материал о свойствах пластовых и сепарированных нефтей месторождения Набиль, можно отметить следующее:

• — в начальных пластовых условиях нефти полностью насыщены газом, т. е. имеют давления насыщения, соответствующие начальным пластовым давлениям;
• — в распределении свойств сепарированных нефтей по разрезу месторождения отмечается уменьшение плотности от 0,93 до 0,876 г/см3. Изменяются и остальные параметры: увеличивается выход светлых фракций до 300° С от 24 до 84%, снижается содержание «акцизных» смол от 28 до 2%, увеличивается содержание парафина от 0,16 до 4%. В соответствии с содержанием парафина изменяется температура застывания нефти от ниже -20° С до +15° С;
• — у пластовых нефтей по разрезу месторождения происходит улучшение растворяющей способности, заметно снижается плотность и вязкость пластовых нефтей.