Характеристика физических свойств добываемой продукции

В целом пластовые нефти месторождения можно  дифференцировать по двум уровням: первый уровень - нефти продуктивных отложений нижнего и среднего карбона с диапазоном изменения вязкостей от 35,5 до 49,0 мПа×с, второй уровень - нефти отложений пашийского и кыновского горизонтов, вязкость нефти которых равна 6,1   и 8,0 мПа×с, соответственно. Содержание серы в нефтях первого  уровня   колеблется  в  интервале  3,4-3,9%,  второго -  1,9%. Содержание парафина от 3 до 3,2% в нефтях карбонатных отложений и от 3,7 до 3,9% в нефтях девонских горизонтов. Плотность нефти верхних горизонтов колеблется в интервале 881,8-895,2 кг/м³, по нижним пластам от 816,0 до 827,6 кг/м³ .

Исходя из результатов, полученных при изучении свойств и состава проб в пластовых и поверхностных условиях, нефти, содержащиеся в коллекторах нижнего и среднего карбона, высоковязкие, тяжелые, высокосернистые. В отложениях кыновского и пашийского горизонтов нефти характеризуются как мало- и средневязкие, легкие, сернистые.

Проведен анализ влияния давления насыщения на физические свойства нефтей. Полученные зависимости представлены дифференцировано по каждому горизонту, при этом характерна общая тенденция увеличения вязкости, газового фактора и уменьшения объемного коэффициента с понижением давления насыщения .

В  разрезе пашийского и кыновского горизонтов приток воды дебитом от 4   до 56 м³/сут был получен при опробовании песчаников и алевролитов по 3 скважинам    при     установке    различных      динамических      уровней.    Залежи характеризуются упруго-водонапорным режимом. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по  В.А.Сулину) с общей минерализацией 278 г/л. Плотность воды изменяется от 1162 до 1192 кг/м³, средняя величина равна - 1182 кг/м³, вязкость воды составляет 1,84 мПа×с.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый. Газонасыщенность изменяется от 0,25 до 0,45 м³/т, упругость газа - 5-10 МПа, объемный коэффициент  - 1,0002.

Воды турнейских отложений приурочены к трещино-кавернозным известнякам и доломитам. Приток воды получен при опробовании в 8 скважинах дебитом от 0,7 до 18 м³/сут.По данным анализа плотность воды изменяется от 1145 до 1165 кг/м³, среднее значение  - 1151 кг/м³. По химическому составу воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину) с общей минерализацией 229 г/л. Вязкость воды - 1,62 мПа× с.

Газовый состав подземных вод - азотный. Газонасыщенность колеблется в пределах 0,10-0,14 м³/т, упругость газа - 3-5 МПа, объемный коэффициент - 0,9980.

В бобриковско-тульских отложениях водонасыщены песчаники и алевролиты.  Вода  этих   горизонтов  имеет  одинаковую плотность, равную 1162-1169 кг/м³ и минеральный состав.  Минерализация варьирует в пределах 233-251 г/л. По химическому составу подземные воды относятся к хлор-кальциевому типу. Вязкость воды -  1,70-1,75 мПа× с. Температура пластовых вод составляет 23-25⁰С.

Состав газа азотный. Газонасыщенность колеблется от 0,090 до 0,20 м³/т. Упругость газа  - 2,0-4,5 МПа, объемный коэффициент  - 0,9977.

В отложениях башкирского и верейского горизонтов водопроявления  были отмечены в 12 скважинах. Дебит скважин колеблется от 1,7 до 4,9 м³/сут. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация составляет 216 г/л, плотность - 1134 кг/м³, вязкость - 1,53 мПа× с.

Газовый состав подземных вод - азотный, газонасыщенность изменяется в пределах 0,09-0,15 м³/т. Упругость газа - 1,0-2,5 МПа. Объемный коэффициент - 0,9962.