2 Геолого-физическая  характеристика Приобского  месторождения 

2.1 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

     Свойства  и состав нефти, газа и воды Приобского месторождения определены по пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂.

     Исследование  свойств отобранных поверхностных и глубинных проб пластовых флюидов выполнялось в аккредитованных лабораториях геолого-тематической партии по подсчету запасов нефти ООО "Юганскнефтегаз", СибНИИНП, а также в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии.

       Информация  о результатах экспериментального изучения свойств и состава нефти, принятая за основу при выводе средних значений параметров, представлена в таблицах 2.2.1-2.2.2.

      Таблица 2.2.1 – Свойства нефти

      Как видно из таблицы 2.2.1, пластовые нефти Приобского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений (в среднем 25 МПа) и температур (от 87,3 – для пласта АС₁₀ до 89,2 ⁰С – для пласта АС₁₂). В условиях пласта нефти недонасыщены газом, давление насыщения их намного ниже пластового и изменяется в диапазоне от 10,2 (пласт АС₁₀) до 10,9 МПа (пласт АС₁₂). По значениям вязкости в пластовых условиях, нефти месторождения относятся к маловязким (1.42 мПа·с). Плотность в пластовых условиях меняется от 785,9 (пласт АС₁₀) до          771,1 кг/м³ (пласт АС₁₁).

      Оценивая  в целом приведенные данные лабораторных исследований физико-химических свойств нефти можно заключить, что по таким параметрам, как газосодержание, объемный коэффициент, давление насыщения, вязкость, плотность и коэффициент сжимаемости нефти пластов АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ близки между собой. Наиболее легкой является нефть пласта АС₁₁, она же имеет наибольшие значения давления насыщения, газосодержания и объемного коэффициента и наменьшие – вязкости в пластовых условиях. Нефть пласта АС₁₀ наиболее тяжелая, она имеет наименьшие значения давления насыщения, газосодержания и объемного коэффициента и наибольшую вязкость. Нефть пласта АС₁₂ по свойствам занимает промежуточное положение.

      Нефтяной  газ жирный. Газ, выделяющийся при однократном разгазировании нефти пласта АС₁₁ в стандартных условиях, более обогащен тяжелыми углеводородами (С₆Н_{14 + высшие} – 2,14 %), чем газ других пластов; молярная доля метана в газе однократного разгазирования пласта АС₁₀ ниже (58,90 %), чем в АС₁₁ и АС₁₂ (61,00 и 64,56 % соответственно). Составы нефтей пластов АС_10-12 близки между собой. Так, молекулярная масса пласта АС₁₀ - 149, АС₁₁ - 142, АС₁₂ - 146.

     По  данным, следует, что нефти Приобского месторождения характеризуются как сернистые, парафинистые, малосмолистые, с содержанием асфальтенов от 2,62 (пласт АС₁₁) до 8,33 % (пласт АС₁₀), с выходом фракций до 350 ⁰С от 62,6 (пласт АС₁₁) до 69,0 % обьемных (пласт АС₁₂). Технологический шифр нефти пластов - II Т₁П₂.

     Таблица 2.2.2 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) 

     В связи с тем, что в пределах лицензионного участка                         ООО «Юганскнефтегаз» ни по одной из скважин вышеуказанных продуктивных пластов Приобского месторождения притока воды не получено, в настоящей работе не приводится раздел, посвященный свойствам и составу пластовых вод.