т Dкн1 невитриманий за площею (коефіцієнт поширення становить 0,241), представлений одним прослоем (коефіцієнт розчленованості дорівнює 1,0). Коефіцієнт песчанистости становить 0,864. Середня ефективна товщина пласта становить 1,4 м.
Пласт Dкн2 ще більш невитриманий за площею (коефіцієнт поширення становить 0,094), представлений одним прослоем (коефіцієнт розчленованості дорівнює 1,0). Коефіцієнт песчанистости становить 0,865. Середня ефективна товщина пласта становить 1,3 м.
Пласт DI більш витриманий по площі (коефіцієнт поширення становить 0,574), складається з 1 - 3 прослоев, найчастіше представлений одним прослоем (коефіцієнт розчленованості дорівнює 1,081). Коефіцієнт песчанистости становить 0,790. Середня ефективна товщина пласта становить 2,4 м.
1.4 Властивості і склад нафти і газу
Нафти середнього карбону в пластових умовах близькі за своїми властивостями. З них найбільш легкі, менш в'язкі нафти з продуктивної пачки Св3, щільність разгазірованной нафти по ній дорівнює 0,867 г/см3, тоді як по решті пачкам вона змінюється від 0,877 до 0,885 г/см3, по пачці СВ4 нафту не відібрана. p align="justify"> Найбільш в'язкі і більш важкі нафти серед продуктивних пачок середнього карбону в пачці СБШ (щільність дорівнює 0,885 г/см3), тиск насичення одно 4,99 МПа, в'язкість при тиску насичення 11,37 мПа Г— с.
Нафти теригенно товщі нижнього карбону досліджені по 30 пробам глибинної нафти, 24 проби відібрані при роздільній перфорації пластів. Нафти близькі за фізико-хімічної характеристиці. Кілька важче більш в'язка нафту, з найменшим виходом світлих фракцій. p align="justify"> Щільність разгазіровнной нафти по пластах ТТНК змінюється від 0,886 до 0,891 г/см3, а в пласті CVI щільність дорівнює 0,911 г/см3. В'язкість нафти в атмосферних умовах змінюється від 26,16 до 38,80 мПа Г— с, а по пласту CVI становить 85,25 мПа Г— с. Тиск насичення змінюється за пробами від 3,14 до 9,61 МПа.
Нафти турнейского ярусу досліджувалися по одній пробі. Нафта важка - щільність дорівнює 0,926 г/см3, в'язка - 133,77 мПа.с, тиск насичення одно 7,5 МПа. p align="justify"> Нафти фаменского ярусу важкі, щільність становить 0,925-0,949 г/см3, дуже в'язкі (в'язкість в атмосферних умовах становить 143,73 - 270,0 мПа Г— с). Тиск насичення змінюється від 4,12 до 7,19 МПа, газосодержание - від 11,3 до 26,77 м3/т.
Нафти терригенного девону вивчені по 13 пробам, в основному вивчені нафти пласта DI (8 проб). Щільність разгазірованной нафти змінюється від 0,878 до 0,897 г/см3. Тиск насичення одно 7,18 - 8,63 МПа, газосодержание 32,4-35,93 м3/т, в'язкість сепарований нафти одно 23,1-38,6 мПа Г— < span align = "justify"> с.
Попутні гази Югомашевского родовища мають щільність 1,204-1,511 кг/м3, вміст метану - 9,87-45,14%, етану - 8,45-34,62%, пропану - 9,73 - 25,41%, бутанів - 6,09-8,71%.
Гази жирні, важкі, азоту міститься до 23,15%, вуглекислого газу - 0,17 - 2,4%.
Зміст гелію за наявними аналізам некондиційних і одно 0,011 - 0,025% моль (Св3 - 0,025%, СБШ - 0,0125%, CII - 0,011%).
Нафти в поверхневих умовах мають середню щільність (0,882-0,896 г/см3), в'язкість дорівнює 19,96-43,46 мм 2/с, вміст сірки одно 1,91-3,14%, смол 18,1-27,14%, парафіну 2,4-4,66%, фракції до 150 В° З змінюються від 10,3 до 18%.
Щільність нафт по пластах ТТНК змінюється від 0,893-0,913 г/см3, більш важкі нафти пластів CV і CVI. В'язкість змінюється по пластах від 51,85 до 159,1 мм 2/с, вміст сірки змінюється від 2,22 до 3,17%, смол - від 18,17 до 29,83%, парафіну від 2,82 до 4,52 %, фракції до 150 В° З змінюються від 4,5 до 13,0%.
Нафти турнейского ярусу вивчені по 12 пробам. Щільність висока (0,935 г/см3), вміст сірки - 3,31%, смол - 25,93%, парафіну - 2,51%, фракції до 150 В° С рівні 11,3%.
Нафти фаменского ярусу важкі (0,928 - 0,930 г/см3), високов'язкі (250,13 - 363,0 мм 2/с), високосірчисті (3,39 - 4,0%), парафінисті (2 , 68 - 4,05%), фракції до 150 В° С рівні 9,7-18,1%.
За аскинскому горизонту з продуктивної пачки відібрана одна проба нафти в поверхневих умовах. Щільність нафти д...
