поверхневі проби характеризують всі поклади, а отже, не враховують деякого відмінності у властивостях нафти за покладами. В'язкість нафти в пластових умовах змінюється від 2,2 до 4,6 мПа * с в середньому становлячи 3,8 мПа * с.
В'язкість разгазірованной нафти з пластових проб в середньому становить 12,6 мПа * с. За поверхневим пробам її величина в середньому залишає 15,2 мПа * с. Тиск насичення нафти коливається від 8 до 9,5 МПа при пластовому тиску 18,5 МПа. Середня газонасиченість по пласту D1 дорівнює 57 м 3/т. Об'ємний коефіцієнт в середньому дорівнює 1,15, а відповідна йому величина перерахункових коефіцієнта дорівнює 0,865.
За пласту D2 відібрано 17 пластових проб з 4 свердловин (свердловини №588, №597, №598, №604). Нафта пласта D2 в порівнянні з нафтою пласта D1 дещо легше і менш в'язка. Середня щільність її становить 0,764 г/см 3 (пласт D1 - 0,799 г/см 3). В'язкість змінюється від 2,2 до 3,5 мПа * с; в середньому газонасиченість становить 94 м 3/т. При цьому тиск насичення одно 10,4 МПа, величина об'ємного коефіцієнта 1,217, перерахункових коефіцієнта - 0,822. Щільність нафти Разгазированная пластових проб в середньому склала 0,830 г/см 3, а середня величина щільності по поверхневим пробам - 0,838 г/см 3. Розбіжності обумовлено, як по пласту D1, більшою показністю поверхневих проб, охопленням ними більшого числа покладів. Нафти пласта D3 по поверхневим пробам мають щільність 0,870 г/см 3, тобто близькі до нафти пласта D 1. Близькі вони й за значенням кінематичної в'язкості - 22.4 мм 2/с (по пласту D1 - 21,3 мм 2/c).
За пласту D4 відібрано 8 проб з трьох свердловин (свердловини №556, №576, №594), які характеризують нафти тільки двох покладів. Щільність пластової нафти пласта D4 дещо менше, ніж по пласту D1 (0.791 і 0.799 г/см 3).
За в'язкості нафти пластів D4 і D1 однакові в пластових умовах і кілька різняться в поверхневих умовах (D4- 10,3 мПа * с і D1-18 мПа * с).
Кілька знижені в порівнянні з пластом D1 величини газонасиченості (52,8 м 3/т) і об'ємного коефіцієнта (1,126). За даними дослідження поверхневих проб випливає, що властивості нафти пласта D4 істотно застосовуються за покладами.
Компонентний хімічний склад пластової нафти вивчався по пробам (таблиця 1.3). За однією пробі пластів D1 і D2 і по двох пробам з фаменского ярусу (пачка dФ В і dФ Н). Вміст азоту, розчиненого в нафті пласта D2, майже в 2 рази вище, ніж в нафти пласта D1. У зв'язку, з чим по пласту D2 відзначається підвищення тиску насичення (10,4 МПа проти 2,9 МПа). Зміст газових компонентів у вуглеводневому ряду по пластах D1і D2 одно 35-39%, цим пояснюється підвищена газосодержание нафт пластів D1 і D2 і низьке - нафти фаменского ярусу.
Гази нафт пластів D1 і D2 не містять сірководню. По пласту D3 глибинні проби не відбиралися, а по пласту D4 дослідження не проведено. Гази нафт верхнефаменского под'яруса містять 1,03% сірководню і вуглекислоти в чотирьох з гаком рази більше, ніж гази пласта D1. У газах пласта D2 вуглекислоти не виявлено. Відмінною рисою газу, розчиненого в нафтах Троїцького родовища, є низький вміст азоту, яке змінюється від 10 до 21%.
У вуглеводневої частини переважаючими компонентами є метан, етан і пропан, зміст яких становить по терригенной девону 70-73%. За фаменского ярусу їх зміст одно 62,7%. З компонентного складу випливає, що всі гази відносяться до жирним, і містять достатню кількість важких вуглеводнів. Зміст гелію в газах некондиційне. У таблиці 1.4 представлений хімічний склад пластових вод.
Таблиця 1.2
Фізичні властивості пластових нафт
ПоказателіПласт D1 Пласт D2 Пласт D4Турнейскій ярус C 1 t 12345Температура пласта, 0 С35353526 Тиск насичення, МПа9.229.009.752.66Уд. обсяг нафти при Рнас1.0821.00871.00841.0092Коеффіціент стисливості, 10 - 4 * 0.1 МПа9.8310.210.96.3 Коефіцієнт температурного розширення, 10 - 4 * 1 0 С8.278.708.758.0 Щільність нафти, г/см 3 при 17.5 Мпа при Рнас. при 20 0 С і Р=00.805 0.788 0.8500.786 0.799 0.8300.777 0.770 0.8300.866 0.875 0.887 В'язкість нафти, мПа * с при 17.5 Мпа при Рнас.2.43 2.151.76 1.591.45 1.32- 14.0Усадка нафти від Рнас., % об'ема12.513.015.92.35Об'емний коеффіціент1.151.1616.01.024Газосодержаніе, м 3/т м 3/м 3 61.0 52.062.5 51.877.8 64.711.8 10.6
Таблиця 1.3
Фракційний склад поверхневих нафт
Продуктивний горізонтСодержаніе,% Вміст акцизних смолТемпература плавлення парафіну, 0 СФракціонний складу поЕнглеру, вихід у% парафінаасфальтеновСелікагелевих смолсериНК, 0 сот НК до 200 0 С200-300 0 СостатокПотериСероводородТТНК3,44,717,42,765,050,06919,723,756,30,3естьТурнейский ярус C 1 t3.86.219.52.9-49.07218.524.556.50.5естьВерхне-фаменск...
