7. Склад і фізико-хімічні властивості природного газу. Характеристика газоконденсатних систем

Конденсат вигодського покладу ділянки Пасічнянського блоку має середню густину 799,4 кг/м³, молекулярну масу 147,6, вихід фракцій до 300 °С становить 55%.

Сепарований газ газоконденсатної частини вигодського покладу (св. №4) має густину 0,6727 кг/м³ при мольній долі метану 89,96% і має 8,6% гомологів, 0,91% азоту та 0,53% оксиду вуглецю. Склад вільного газу родовища наведено в таблиці 1.3.

Розкриття водоносних горизонтів після спуску експлуатаційної колони, якщо вона не була обладнана фільтром, проводилось кумулятивною перфорацією, а виклик припливу – заміною глинистого розчину на воду, зниженням рівня води, продувкою промисловим газом, аерацією або випробуванням пластів. Заміри дебітів пластів проводились в замірних ємностях, а в непереливаючих свердловинах вираховувались за відновленням рівнів. Були відібрані проби води глибинними пробовідбірниками, а при переливі свердловини – на усті. Припливи вод одержано з менілітових і еоценових відкладів Південно-Гвіздецької складки.

Таблиця 1.3 – Характеристика вільного газу вигодського покладу Південно-Гвіздецького родовища.

№ свердловини	Дата відбору проб	Умови відбору		Мольна доля, %													Густина		Примітка
		Тиск, МПа	Інтервал, м	CH4	C2H6	C3H8	і- C4H10	н- C4H10	і- C5H12	н- C5H12	C6H14	CO2	N2	He	Ar	H2	абсо-лютна, кг/м3	відносна
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
4	12.04.88		3427-3472	90,00	5,32	2,3	0,3	0,54	0,15	0,13	0,1	0,41	0,77	0,006		сліди	0,7611	0,6316	dшт= 14мм
4	12.04.88		3427-3472	89,72	5,62	2,1	0,27	0,49	0,14	0,11	0	0,49	1,07			сліди	0,7585	0,6295	dшт= 15мм
4	30.04.89	3,9	3427-3472	90,4	5,34	2,1	0,27	0,45	0,11	0,08	0,1	0,34	0,87				0,7536	0,6524
4	13.09.89	9,5	3427-3472	89,22	5,21	2,5	0,36	0,7	0,24	0,18	0,3	0,65	0,71		0,007		0,7781	0,6457	dшт= 7мм
4	21.08.91	4,9	3427-3472	89,85	5,08	2	0,32	0,58	0,19	0,13	0,3	0,58	0,96	0,002	0,001	сліди	0,7680	0,6374
4	29.03.92	5	3427-3472	89,76	4,82	2,2	0,32	0,51	0,15	0,08	0	1,11	1,05				0,7634	0,6336
4	14.03.93	4	3427-3472	89,47	5,05	2,4	0,41	0,69	0,19	0,14	0,1	0,63	0,88				0,7717	0,6404
4	27.04.94	5	3427-3472	90,79	4,4	2,2	0,36	0,56	0,13	0,11	0,6	0,02	0,83				0,7552	0,6267
4	12.06.98	1,5	3427-3472	90,41	4,69	2,1	0,32	0,59	0,20	0,16	0,4		1,02				0,7522	0,6284
				89,96	5,06	2,20	0,33	0,57	0,17	0,12	0,21	0,53	0,91	0,004	0,004		0,7624	0,6362

Таблиця 1.4 – Фізико-хімічні властивості конденсату Південно-Гвіздецького родовища

Дата відбору проб	Густи-на, кг/м3	Кіне-матич-на в'яз-кість нафти, при 50 ºС, мм2/с	Від-носна моле-куляр-на маса	Тем-пера-тура засти-гання, ºС	Темпе-ратура почат-ку кипін-ня, ºС	Об'ємна доля фракцій при температурі кипіння, ºС, %						Масова доля, %					Тем-пера-тура плав-лення пара-фіну, ºС	Вміст солей, мг/л	Кис-лотне число КОН, мг	Коефі-цієнт світло-погли-нання	Примітки
						100	150	200	250	300	350	ас-фаль-тенів	силі-каге-левих	сір-ки	пара-фіну	води
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22
8.04.88	808,2	2,385	168,0	16	65								1,20		6,90		53,5		0,0310		dшт= 6мм
8.04.88	776,3		145,0		40																dшт=16мм
2.11.88	775,1		147,0	5,0	45	16	38	54	70	78	88		0,60		2,50		55,5		1,3426
8.09.89	761,6				33
21.08.91	772,3		111,0		32,5
29.03.92	760,0		110,6		27,5
23.08.94	807,9	2,300		5	52	7	21	44	54	61					8,04	4,00		448
11.06.95	833,4	12,540		15	50	14	35	46	57	62					8,07	4,00
6.10.95	827,7	2,620		17	60	7,5	16	26	39	49					7,03	4,00
12.03.98	825,0	4,250		18	68	4	10	22	30	36					10,01	2,80		382
13.06.98	846,0	6,213	203,8	32	64	7	20	29	35	44	57	0,75	8,40	0,22	15,80		56,5		0,1400	244,0
Середні значення	799,4	5,051	147,6	15,4	48,8	9,3	23	37	48	55	73	0,8	3,40	0,20	8,30	3,70	55,2	415	0,5048	244,0

Місце відбору проб – свердловина 4.

Інтервал випробування – 3372-3427 м.

Гідрохімічні показники пластових вод менілітових і еоценових відкладів наведені в таблиці 1.5.

Таблиця 1.5 – Гідрохімічні показники пластових вод Південно-Гвіздецької складки.

Відклади	Мінера-лізація, г/л	Na/Cl	молярна доля	HCO3 молярна доля	Ca, молярна доля	I мг/л	В мг/л
Менілі-тові	212-293,6	0,73-1,05	0,03-5,02	0,02-1,87	2,24-9,65	0-16,9	2,66-101,2
Еоценові	241,6-293	0,72-1,04	0,01-4,75	0,04-2,78	3,19-9,97	0-21	5,3-74,5

У палеогенових відкладах Південно-Гвіздецької складки поширені води хлоркальцієвого типу із загальною мінералізацією від 212 до 293,6 г/л, що свідчить про наявність зони застійного режиму вод, тобто сприятливих гідрогеологічних умов для збереження покладів вуглеводнів. Води менілітових шарів практично не відрізняються від вод еоценових.

Дебіти свердловин, що розкрили менілітові водоносні горизонти Південно-Гвіздецької складки, становили від 6 до 21 м³/доб, а еоценові – від 0,98 до 5,8 м³/доб. Ефективні товщини менілітових водовміщуючих порід складають від 5,6 (св. 7) до 22,4 (св. 23), а еоценових – від 2 (св. 3) до 7,2 м (св. 9).

Із мікрокомпонентів у водах досліджувались йод, бор, бром. Вміст йоду у водах менілітових відкладів становить 0-16,9; брому 2,66-101,2; B₂O₃ – 50-700 мг/л, а у водах еоценових відкладів – відповідно 0-21, 5,3-74,5, 30-300 мг/л. Вміст цих мікрокомпонентів згідно з даними А.А.Карцева, не сягають кондиційних значень і тому промислової цінності для видобування не мають. Спеціальних гідрохімічних досліджень на Південно-Гвіздецькому родовищі не проводилось. Гідрогеологічні умови його обумовлені особливостями геологічної будови, а також колекторськими властивостями водовміщуючих порід. Води менілітових і еоценових відкладів є високонапірними. Пластовий тиск в перших перевищує умовно гідростатичний на 13 МПа, а в других – на 15-18 МПа. Для порівняння пластові тиски водоносних горизонтів цих відкладів приведені до абсолютної відмітки – 3038,5 м, що відповідає ВНК нижньоменілітової підсвіти V ділянки Битківського блоку. Вони становлять для менілітових відкладів 48,7-51,1 МПа, а для еоценових – 50,3-52,9 МПа.

У пластових водах Південно-Гвіздецького родовища є присутні розчинені гази. Характеристика їх наведена в таблиці 1.6.

Таблиця 1.6 – Склад газу, розчиненого в пластових водах Південно-Гвіздецького родовища

№ свер-дло-вини	Інтервал випробування, м	Світа, під-світа	Глибина відбору, м	Дата відбору проби	Молярна доля, %							Питома густина газу, кг/ м3
					CH4	C2H6	C3H8	C4H10	C5H12	CO2	N2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	2764 – 2799	Р2vg	2763	01.03.84	89,2	4,16	2,56	0,78	0,18	0,48	1,89	0,6425
3	3450 – 3470	Р2vg	3450	05.24.85	88,03	4,73	1,77	0,59	0,17	0,28	2,94	0,641
9	3889 – 3398	Р2vg	3418	02.03.88	92,54	2,9	1,85	1,12	0,39	0,05	0	0,6373

Висока мінералізація пластових вод і їх густина, а також високі пластові тиски відповідають умовам гідродинамічної закритості надр і відсутності зв'язку з зовнішніми джерелами.