Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти.

Наименование	Кол-во иссл.скв.	Диапазон изменения	Среднее значение
Горизонт		Д
Вязкость, сП
При 20 °С	35	5,8-36,7	21,7
При 50 °С	30	3,0-11,8	7,4
Сера	34	1,2-2,4	1,6
Смол селикагелевых	33	3,1-24,6	15,5
Асфальтенов	34	1,7-7,4
Парафинов	28	2,6-8,5
Н.К.-100 °С	16	50,0 - 80,0
До150°С	16	6,9-12,5
До 200 °С	32	15,0-38,2
До 300 °С	32	37,5-56,3

Материальный баланс распределения углеводородов.

Пластовый газовый фактор в среднем по площади для девонских отложений составляет 62,30 м³/т. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти рабочий газовый фактор, т.е. количество выделенного газа на 1-ой и 2-ой ступенях сепарации равняется 50,19 м³/т. Потери нефти от испарения легких фракций при дальнейшей её подготовке составляют 3,84 м³/т, а её потери в процессе подготовки сточных вод порядка 0,022 м³/т. Таким образом, разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенным в процессе подготовки нефти, составляет 8,25 м³/т. Эта разница ушла вместе с товарной нефтью.

Таблица 9

Материальный баланс распределения углеводородов по Миннибаевской площади.

Пластовый газовый фактор, м3/т	Рабочий газовый фактоэ, м /т		Потери нефти, м3/т			Остаточный газовый фактор в товарной нефти, м3/т
	1 ст.	2 ст.	От испарения в процессе подготовки	От растворения в сточных водах
62,3	39,95	10,24	3,84	0,022	8,25

2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды

В процессе разработки месторождения параметры не остаются постоянными. В безводный период эксплуатации месторождения изменение параметров пластовой нефти происходит незначительно. В поздний период разработки, в процессе обводнения месторождения, когда скважины добывают водонефтяные смеси, на свойства нефти оказывает влияние закачиваемая вода. В этом случае изменение свойств нефти происходит от окисления ее кислородом попавшим пласт с закачиваемой водой, растворения легких компонентов в воде и т.д.

Водоносные горизонты терригенного девона приурочены к песчано – алевритовым пластам, разделенным глинистыми и глинисто – карбонатными водоупорами. Однако, разделы между пластами не выдержаны, поэтому вся терригенная часть девона представляет собой единый гидрогеологический резервуар, в котором физико – химические свойства подземных вод сходны. По минеральному составу они принадлежат к хлоркальциевому типу. По газовому составу подземные воды терригенного девона азотно-метановые.

Пластовые воды продуктивных отложений терригенного девона представляют собой рассолы хлоркальциевого типа с общей минерализацией изменяющейся от 244 до 262 г/л. В таблице 10 приведены данные по результатам исследования проб пластовой воды Миннибаевской площади. [2].

Таблица 10