онентів в газі,% геліяетанапропанабутанаТ 1 (Північний купол) 0,874733,601,0810,92510,022720,9328,059,242,60 Т 1 (Південний купол) 0,876032,301,0970,91120,027620,7629,5111,072,10 Т 2 0,866335,951,0880,91910,018716,0719,069,952,20 Т 3 0,858825,861,0630,94070,032119,6219,099,312,28 Про 4 0,886030,201,0540 , 94900,02809,909,143,532,40
1.3.2 Гідрогеологічна характеристика родовища
У гідрогеологічному відношенні промислово неф теносние пласти турнейского ярусу Т 1 , Т 2 і Т 3 приурочені до середньої зоні утрудненого водообміну. Води знаходяться в стані вкрай повільного руху.
За своїми фізико-хімічними властивостями води турнейского ярусу представлені розсолами хлоридно-натрієвого і хлоридно-натрієво-кальцієвого складу. Вони характеризуються щільністю 1,127 г/см 3 , мінералізацією 177,14 г/л. В'язкість при пластової температурі складає 1,05 МПа В· с, об'ємний коефіцієнт - 1,004.
Газ, розчинений у водах турнейского ярусу, в районі розглянутого родовища не вивчалось. Регіонально він характеризується азотно-вуглеводневим складом. Газонасиченості вод франского-турнейского карбонатного комплексу на родовищах Оренбурзької області низька, зазвичай не перевищує 300 см 3 /л, пружність газів - 4,0 Г· 5,0 МПа. Азот переважає над вуглеводнем, гази містять сірководень.
1.3.3 Запаси нафти і розчиненого газу
Вперше запаси нафти Гірського родовища були підраховані в 1976 році геологічною службою об'єднання В«ОренбургнефтьВ» в оперативному порядку по пласту Т 1 .
У 1978 році підраховані запаси нафти і газу за продуктивним пластах Т 1 (Турнейскій ярус) і Про 4 (Візейська ярус) Гірського родовища у складі Подільської групи родовищ та затверджені ДКЗ СРСР (протокол № 8167 від 17 листопада 1978р.).
У 1984 році експлуатаційної свердловиною 64 виявлена ​​поклад нафти пласта Т 2
