Свойства пластовой нефти месторождения Карамандыбас.

Таблица 1.4.

Свойства	Восточный купол					Западный купол
	XIII	XIV	XV	ХХII А	XXIV	XXI А2	XXII Б	XXIII АБ	XXV
Рнас, Мпа	7,2	7,8	8,0	103	7,6	10,6	103	7,6	7,6
Газосодер	55	57	59	52	34	81	52	34	34
Плотн, кг/м3	821	787	780	815	825	778	815	825	825
Вязк. мПа-с	4,94	4,0	3,7	4,0	5,1	4,0	4,0	5,1	5,1
Объемный коэфф.	1,14	1Д7	1,17	1,16	1,10	1,18	1,16	1,10	1,10
Тнас.неф. нарос					84	70		84	84
Пласт, темп.	58 60	58 61	58 64	58 80			58 80

Как видно из таблицы, пластовая температура и температура насыщения нефти парафином по основным залежам (XIII,XIV,XV) незначительно отличаются, что следует учитывать при поддержании пластового давления путем закачки холодной воды

Вязкость нефти сравнительно небольшая. Главный фактор уменьшается с глубиной залежей почти в два раза.

Исследование проб нефти, отобранных из скважин, показывают, что давление насыщения нефти газом уменьшается от свода к контуру нефтеносности. Кроме того, оно уменьшается с увеличением глубины залегания залежи.

Физико-химические свойства разгазированной нефти приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5.

Свойства	Восточный купол. Западный купол.
	Горизонты					Горизонты
	ХШ	XIV	XV	ХХП А	XXIV	XXI А2	XXII Б	XXIII АБ	XXV
Вязкозсть при 50 0С, МПа	30	21	25	32	24	12	32	32	17
Темп. Застывания, 0С	33	34	34	34	34	35	34	34	34
Сод. серы, %	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
Сод.смол, %	16	14	16	18	18	И	18	18	18
Сод. асфальт. %	0,9	0,7	1,8	1,3	1,3	2,2	1,3	1,3	1,3
Сод. Параф, %	22	22	22	24	24	23	24	24	24
Нач. кипения 0С	100	100	100	100	100	100	100	100	100
Выход фр 100 0С	1	1	0,5	1	1	1	1	1	1
Вых. фр. до 150 оС	6	6	7	7	7	9	7	7	7
Вых.фр.до 200 0С	11	11	12	12	12	16	12	12	12
Вых. фр.до 300 0С	28	28	28	25	25	32	25	25	25
Плотность, мг/м3	873	868	868	883	883	852	883	883	883

Как видно из таблицы, нефть высокопарафинистая, смолистая, сравнительно легкая, практически бессернистая. Высокое содержание парафина обусловило высокую температуру застывания нефти. С увеличением глубины залегания залежи плотность несколько увеличивается. Выход легких фракций до 10%. В целом нефть горизонтов не имеет существенных отличий и поэтому ее можно собирать вместе.

Свойства и компонентный состав попутного газа приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6.

Свойства	Восточный купол. Горизонты					Западный купол. Горизонты
	XIII	XIV	XV	XXII А	XXIV	XXI A2	ХХП Б	ХХШ АБ	XXV
Серово дород,% Углекисл газ,%	следы 3,2	ел. 3,2	0,4 1,4	5,4	1,3	5,4	5,4	5,4	1,3
Анот- редкие,%	45,8	45,8	59,2	59,6	51,4	59,6	59,6	59,6	51,4
Метан,%	21,8	21,8	18,112	17,4	22,1	17,4	17,4	17,4	22,11
Этан,%	17,4	17,4	3	9,8	14,2	9,8	9,8	9,8	4,2
Пропан,%	1,4	1,4	1,1	0,9	1,4	0,9	0,9	0,9	1,4
Изо- бутан,%	1,3	1,3	0,8	1,2	1,6	1,2	1,2	1,2	1,6
Н- пентан,%	0,7	0,7	0,8	0,8		0,8	0,8	0,8
Плотность кг/м3	1,261	1,261	1,116	1,077	1,224	1,077	1,077	1,077	1,224
Плотность относительно по воздуху	1,046	1,046,	0,963	0,894	1,016	0,894	0,894	0,894	1,016

Как видно из таблицы, попутный газ содержит 17-22 % этана и 45-60 % метана. Сравнительно высокая плотность газа обусловливает хорошую растворимость в нефти. Негорючих газов в составе попутного незначительное количество. В первоначальном газе присутствие сероводорода не наблюдалось. В процессе разработки в газе начал появляться сероводород. Содержание сероводорода в нефтяном газе на ГУ-79-76, 5 г/100 м³ (0,0535 %), на ГУ-100-26,63 г/100 м³ (0,0186 %), на ГУ-101-10,88 г/100 м³ (0,0076 %), наГу-104-0,61 г/100 м³.

Свойства конденсата природного газа, добываемого из газовых залежей, приведены в таблице 1.7.

Таблица 1.7.

Скв.	Гор-т	Плот. г/смЗ	Вяз. МПа.с	Сод. г/мЗ	Тзас. °С	Ткип. °С	Выход фракций до Т, С
							нач. кип.	10%	50%	80%
66	ХХа	0,7331	0,62	37	<-18	248	61	90	127	165

Как видно из таблицы, содержание конденсата в природном газе среднее. Добываемый конденсат на нефтепромысле используют для технологий добычи нефти в качестве углеводородного растворителя нефти и парафина. Низкая температура начала кипения ограничивает использование конденсата в технологиях добычи нефти в летнее время. Свойства и химический состав пластовой воды приведены в таблице 1.8.

Таблица 1.8.

Гори-зонт	Вязк. в Пл.усл. Па-с	Плот. г/см3	Общ. мин г/л	Содержание ионов, г/л
				Се1"	SO2"	НСО3"	Са++	Mg++	XT Т + Na К
ХШ XIV XVI XXI XXIII XXIV	0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6	1,104 1,104 1,099 1,108 1,135 1,116	164 164 148 184 188 185	101 85 91 101 116 99	0,1 0,2 0,2 0,06 0,4 0,03	0,07 0,04 0,06 0,13 0,0 0,05	И 9,6 10,7 11,2 14,5 11,6	2,2 1,8 2,0 2,9 2,4 2,5	49 41 44 47 54 46

Пластовая вода хлоркальциевого типа, типичная для нефтяных месторождений Мангышлака. В пластовой воде содержится йод и бром 15 и 340 мг/л, соответственно. Плотность воды с увеличением глубины залегания увеличивается, также как и температура. Вязкость воды средняя 0,6 мПа-с, но колеблется от 0,4 до 0,8 мПа-с. Пластовые воды насыщены газом. Газонасыщенность изменяется в пределах 500-1000 см³/л.

Давление насыщения воды газом - от 4 до 13,5 МПа. Газ преимущественно - состоит из углеводородов: метана 81-83 %, этана и тяжелых углеводородов 5-10 %, остальные - азот. Минерализация вод и горизонта изменяется по площади. В связи с изменением минерализации изменений в компонентном составе не наблюдаются.