Геолого-промысловая характеристика западно-тЭбукского месторождения

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

В данном курсовом проекте рассмотрено Западно-Тэбукское месторождение и проведен анализ работы  подземного оборудования, в частности штанговых скважинных насосов.

В настоящее время на нефтяных промыслах, в том числе в                ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" всё ёщё широко используются штанговые скважинные насосные установки - ШСНУ. Это связано с тем, что для добычи нефти при дебитах скважин менее 50 м3/сут. не создано ещё достаточно надёжного, долговечного и в тоже время недорогого насоса другого типа, как, например, винтового, центробежного или диафрагменного. И несмотря на многие свои недостатки, штанговые насосы удовлетворяют этим требованиям.

К недостаткам ШСНУ можно отнести большую металлоемкость, необходимость строительства свайного поля и установки станка-качалки, быстрый износ оборудования и выход из строя насосной установки.

Основными причинами отказов ШСНУ, как правило, являются протёртости штанг и труб, утечки в клапанах, негерметичность плунжера, соле- и парафиноотложения, коррозия металла. В ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" применяются насосы заводов "Ижнефтемаш", "Обуховской промышленной компании", "Нефтепроммаш", Аксельсон-Кубань".

Для проведения анализа работы ШСНУ на Западно-Тэбукском месторождении автор воспользовался материалами геологического отдела КЦДНГ-1 ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз".

В последнее время заводы-изготовители предлагают большой ассортимент штанговых скважинных насосов, которые не всегда  подходят для определенных условий эксплуатации, но чтобы это понять предприятиями приобретаются небольшие партии для опытной эксплуатации. Затем результаты эксплуатации анализируются, и предпочтение отдаются тому или иному заводу-изготовителю.

1 Геолого-промысловая характеристика                           западно-тЭбукского месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Административное и географическое положение. Западно-Тэбукское месторождение в административном отношении находится в Сосногорском районе Республики Коми, в 60 км к востоку от г. Ухты, характеризуется хорошо развитой инфраструктурой.

Ближайший к месторождению населенный пункт – пoceлoк Нижний Oдec, расположен в Сосногорском районе. Сетью асфальтированных автомобильных дорог посёлок связан с городами Сосногорск и Ухта.             С месторождениями района посёлок связан в основном гравийными дорогами. В непосредственной близости от Западно-Тэбукского месторождения находятся разрабатываемые Западно-Турчаниновское, Расьюское и Турчаниновское месторождения.

На территории района расположены нефтепровод "Нефтепечорск –Нижний Одес–Ухта", газопровод "Пунга–Вуктыл–Ухта". Нефть в нефтепровод подаётся с установки подготовки нефти (УПН), где происходит разгазирование и обезвоживание нефтеводогазовой смеси. Газ, выделившийся в процессе дегазации нефти, направляется в газосепаратор для улавливания капельной жидкости, затем на установку улавливания легких фракций (УЛЛФ). После УЛЛФ газ повторно направляется в газосепаратор ГС-1, после которого часть газа идет на горелки подогревателей нефти. Излишки газа направляются в газопровод. Газовый конденсат собирается в дренажной емкости, откачивается в емкость выветривания, в дальнейшем используется для обработки скважин и трубопроводов. Остаток конденсата закачивается в трубопровод нефти.

Лицензия СЫК 13528 НЭ на право добычи УВ сырья на Западно-Тэбукском месторождении выдана ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» 17.03.2006 г. сроком до августа 2019 г.

В географическом отношении месторождение расположено в пределах Печорской низменности на водоразделе крупных рек Печоры и её левого притока Ижмы. На Ижма-Печорском водоразделе находятся истоки небольших несудоходных рек, текущих в западном и юго-восточном направлениях и являющихся основными водными артериями района:                  р. Ванью (левый приток р. Айювы), р. Нижний Одес (правый приток              р. Ижмы), р. Расью и р. Большой Тэбук (правые притоки р. Велью).

Природно-климатические условия. Климат района континентальный, с холодной продолжительной зимой и умеренно тёплым летом, с большой изменчивостью сумм осадков. Характерной особенностью климата являются избыточная влажность, резкие изменения температуры и давления. Среднегодовая температура – минус 1,2°С. Среднемесячная температура воздуха наиболее жаркого месяца (июля) составляет +15,9°С, наиболее холодного месяца (января) – минус 18,0°С. Максимальная положительная температура 35°С, минимальная отрицательная – минус 51°С. Период с отрицательными температурами наружного воздуха составляет 187 дней в году. Среднегодовое количество осадков – 590 мм. Высота снежного покрова достигает 80 см. Устойчивый снежный покров ложится в октябре, болота промерзают в конце декабря. Продолжительность отопитeльнoгo периода около 240 дней (c середины сентября до кoнцa мая). Безморозный период составляет 88 дней.

Территория месторождения расположена в таёжной зоне, в подзоне северной тайги. Здесь господствуют еловые леса с примесью сосны и берёзы. По террасам рек встречаются сосновые леса разнообразные по характеру – от сухих лишайниковых боров, до заболоченных сфагновых сосняков.                        В кустарничковом ярусе распространены голубика, черника, брусника. Местами площадь месторождения заболочена, болота часто облесены низкорослой сосной.

1.2 Тектоника и стратиграфия  разреза

Согласно современной схеме тектонического районирования, Западно-Тэбукского месторождение расположено в центральной части Тэбукской ступени Омра-Лыжской седловины Ижма-Печорской синеклизы. Приурочено оно к юго-восточной периклинали Ваньюской и Западно-Тэбукской локальным структурам, наиболее контрастно выраженным по основным маркирующим горизонтам Ванью-Расьюской антиклинальной зоны широтного простирания.

В структуре ордовико-силурийских отложений довольно четко прослеживается обособление Ваньюской и Западно-Тэбукской структур и приуроченных к ним эйфельских залежей III+IIб пластов, ранее объединяемых посредством вытянутого седловидного перегиба.

По структурным построениям и довольно редкой сети сейсмопрофилей, а также по резкому изменению толщин продуктивных пластов III+IIб, их фациальной характеристике, можно предположить осложненность периклинальных частей названных локальных структур серией тектонических нарушений флексурно-разрывного характера. Предполагаемые сбросовые нарушения трассируются в субмеридиальном направлении (тиманское простирание), в современном структурном плане имеют небольшую амплитуду смещения (порядка 20 м), не превышающую в основном толщину базального продуктивного пласта, где они и затухают. В значительной степени эйфельская толща нивелирует расчлененный силурийско-ордовикский рельеф и трассируемые тектонические нарушения приобретают слабую выраженность в виде флексура и грабенообразных уступов и зон, узких линейно вытянутых прогибов, расчленяющих разновысокие блоки структур. Лучшую выраженность в структуре подстилающих среднедевонскую продуктивную толщу отложений имеет узкий (около       1 км шириной) грабенообразный прогиб, расчленяющий Ваньюскую и Западно-Тэбукскую структуры.

Собственно Западно-Тэбукская структура средними размерами по продуктивной терригенной толще 11×2 – 2,5 км, а амплитудой 60 ÷ 80 м, занимает наиболее повышенное положение в гипсометрии                      Ванью-Вельюского вала на протяжении всего девона и последующих эпох своего развития.

В современном структурном плане – это типичная асимметричная брахиантиклиналь широтного простирания, местами осложненная локальными куполами.

На рубеже средне и позднефранского времени происходит существенная перестройка, связанная с активизацией тектонических движений отдельных блоков структуры, что привело к сильной расчлененности рельефа морского дна и обусловило формирование шельфовой, рифогенной и депрессионной структурно-фациальных зон. На границах приподнятого и опущенных блоков происходит разновременное формирование рифогенных массивов барьерного типа. Последующее заполнение расчлененного раннефранского рельефа привело к его нивелированию и уже к фаменскому времени структура приобретает черты сходства с морфологией терригенного девона.

В геологическом строении Западно-Тэбукского месторождения принимают участие породы фундамента и осадочные образования палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста, мощностью до       3006 м (скв. № 300). Основные продуктивные горизонты приурочены к девонским отложениям.

Породы фундамента в районе месторождения представлены преимущественно метаморфическими сланцами и сланцево-эффузивными комплексами рифейско-вендского возраста, прорванными в отдельных местах интрузиями различного состава.

1.3 Характеристика параметров  пласта и их неоднородности

Для характеристики параметров пластов и их неоднородности привлечены данные промыслово-геофизических исследований (ГИС), результаты лабораторных исследований керна и корреляции геологического разреза по скважинам.

Разрез продуктивных поддоманиковых пластов на                       Западно-Тэбукском месторождении представлен в основном переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитоподобных глин. Песчаники, слагающие пласты Iв, IIа, IIб+III среднего девона, серые, темно-серые до темно-коричневых, в зависимости от степени нефтенасыщения, кварцевые, разнозернистые (от мелко-среднезернистых до тонко-мелкозернистых), глинистые. Цемент уплотнения – регенерационный, кварцевый, поровый. Песчаники верхнего девона кварцевые, тонко-мелкозернистые, местами алевритистые, с карбонатно-глинистым цементом. Алевролиты светло-серые, темно-зеленые до серых, кварцевые, плотные, с включениями растительного детрита, иприта и темно-серых глин. Цемент уплотнения – регенерационный карбонатно-глинисто-кварцевы. Аргиллиты серые до темно-серых со значительным содержанием гидроокислов железа, местами песчанистые с включениями растительного детрита и пирита.

Большой диапазон изменения эффективных и нефтенасыщенных толщин свидетельствует о сложном  геологическом строении залежей.

Наибольшим значением общей толщины пласта характеризуется залежь  III+IIб – 47 м, наименьшее значение 3,0 м в пласте Iб, по остальным залежам среднее значение в пределах 6,5 ÷ 26,8 м.

Средние значения эффективных и нефтенасыщенных толщин по залежам изменяются в пределах от 0,8 м (пласт Iб+Iв) до 7,6 м (пласт IIа) и 19,6 м (пласты IIб+III)

В пределах Ваньюского участка значения нефтенасыщенных толщин по пластам IIб+III вдвое ниже, таковым по залежи в целом. Наибольшее среднее значение нефтенасыщенной толщины достигает    23,0 м (скв. № 275), наименьшее 2,0 м (скв. № 127, 142) при среднем     9,2 м. Характеристика толщин Iа пласта  Ваньюского участка приведена по 6 скважинам (№№ 8, 146, 244, 252, 253, 336). Значения эффективных и нефтенасыщенных толщин равны, в среднем составляют 1,5 м.

Диапазон изменения толщин непроницаемых перемычек перекрывающих и подстилающих залежи, отмечается в пределах от 0,6 до 16 м. Непосредственно в продуктивной толще залежей, как правило, наблюдается чередование проницаемых и плотных прослоев при толщине непроницаемых разделов от 0,5 м до 5 м.

Залежи терригенного комплекса характеризуются примерно одинаковой расчлененностью, представлены 2-мя песчаноалевроли-товыми прослоями, разделенными 1,5 ÷ 4 м глинистыми перемычками. Исключением являются отдельные участки залежи III+IIб пласта, в которых число прослоев достигает 12 (скв. №№ 29, 171, 250, 263, 268, 272, 283, 308, 318/2, 348). Причем, коллекторы в них плохо выдержаны по площади, неоднородны и прерывисты вследствие замещения непроницаемыми породами.

Коэффициент песчанистости (Кпесч), характеризующий долю песчаного пласта в продуктивной толще, наглядно отражает его неоднородность. Наибольшее среднее значение Кпесч = 0,71 в пределах залежей III+IIб, наименьшее – 0,14 по пласту Iа (Ванью).

В распределении эффективных толщин карбонатных коллекторов пласта Ф2 наблюдается общая закономерность, обусловленная структурным положением отдельных блоков залежи с максимальными толщинами в своде структуры. Так, в центральной ее части эффективные толщины достигают 30 ÷ 50 % общей мощности продуктивной части толщи, в то время как в восточной, наиболее обширной по площади части залежи, отмечается значительное сокращение числа и толщины проницаемых разностей в толще пластового резервуара (до 20 %). Толщина отдельных проницаемых пластов и зон коллекторов в центральной части залежи достигает 20 ÷ 30 м и более, в периклинальной, в основном, составляет 3 ÷ 5 м, редко 7 ÷ 9 м. Средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина составила 6,2 м. Коэффициент гранулярности изменяется от 0,01 до 0,71 при среднем значении 0,24. Число прослоев по пласту колеблется от 1 до 16      (среднее 2,93).

По пласту Ф1 из общей (6 ÷ 25 м) его толщины эффективные толщины редко достигают 10 ÷ 11 м, обычно составляя 5 ÷ 6 м.        Какойлибо закономерности в их распределении по площади залежи не наблюдается, хотя и отмечается некоторое сгущение изопахит в центральной части площади. Коэффициент гранулярности изменяется в широких пределах от 0,16 до 0,91, в среднем составляя 0,46. Расчлененность по пласту равна – 2 (количество прослоев варьирует от 1 до 4).

Пласт Ф0 имеет среднюю общую толщину 44,5 м, перекрывается мощной (40 ÷ 60 м) глинисто-карбонатной практически непроницаемой толщей плотных глинистых пород. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в широких пределах, в среднем составляя 8,75 м. Максимальные их значения – во внутриконтурной зоне свода структуры. Коэффициент гранулярности в среднем равен 0,43, коэффициент расчлененности – 6,72. Количество прослоев по пласту Ф0 изменяется от 1 до 16.

1.4 Состав и свойства продуктивных пластов

Определение коллекторских свойств пластов (пористости, проницаемости, нефтенасыщенности) проводилось по керновым и промыслово-геофизическим материалам. Керновые определения по вновь пробуренным скважинам проводились в лаборатории физики пласта института Печорнипинефть.

По залежам в терригенных отложениях значения пористости (Кп) по керну изменяются в широком диапазоне.

Пористость проницаемых песчаников пластов III+IIб по керну изменяется от 10 до 27% и в среднем по 401 образцу составляет 16,5 %. Наиболее часто встречаются образцы в интервале открытой пористости 14 ÷ 20 %.

Среднеарифметическое значение пористости нефтенасыщенных песчаников пласта III по 25 скважинам (175 определений) составило     17,1 %  при колебании от 12,9 ÷ 20,9 %.  Пористость по пласту IIб по 20 скважинам (164 определения) составила 16,7 % при колебании от 11,6 до 19,6 %. Среднее значение пористости пласта IIа по 10 скважинам           (29 определений) составило 14,4 % при колебании от 10,7 до 18,9 %. Нефтенасыщенные песчаники пласта Iв представлены керном по одной скважине. По двум определениям пористость колеблется в пределах      12,0÷13,6 % и в среднем составила 13,5. Пласты Iа и Iб охарактеризованы керном в единичных скважинах. По Iб пористость составляет 16,5, по Iа пласту 20 % (по двум образцам).

Среднее значение газопроницаемости песчаников III пласта в продуктивной части по 25 скважин (150 определений) составило           0,39 мкм2 при колебании от 0,02 до 1,623 мкм2, по пласту IIб (20 скважин, 158 определений) составляет 0,345 мкм2 при изменении от 0,003 до              1,538 мкм2. По пластам III+IIб средневзвешенное значение проницаемости равно 0,370 мкм2 по 308 определениям, что и принято для гидродинамических расчетов.

По десяти скважинам (26 определений) пласта IIа газопроницаемость изменяется от 0,018 до 0,388 мкм2 при среднем значении 0,15 мкм2. По пластам Iв и Iб она составляет 0,101 (скв. № 26) и 0,23 мкм2.

При сопоставлении значений пористости и газопроницаемости отмечаются лучшие емкостно-фильтрационные свойства по залежи III+IIб и более низкие по пласту Iв. Водоносная часть всех пластов характеризуется ухудшенными коллекторскими свойствами.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности (Кн) по керну рассчитывается по корреляционной зависимости эффективной и открытой пористости. По данной зависимости начальная нефтенасыщенность пластов характеризуется значениями от 77 до 85,4 %. Наибольшее значение 85,4 % по пласту III, наименьшее 77 % по пласту Iв.

По данным ГИС коэффициент нефтенасыщенности определен по методу сопротивлений и составил: для пласта Iа – 84,2 %, Iв – 80,9 %,           IIа – 86,5 %. По остальным залежам он не определен из-за значительного обводнения пластов.

Из нефтенасыщенной части продуктивных пластов Ф0, Ф1 и Ф2 отобрано и исследовано 92 образца пород-коллекторов, из них 86 образцов из пласта Ф0. Поэтому коллекторские свойства пластов Ф1 и Ф2 изучены совершенно недостаточно вследствие ограниченности проходки и низкого выноса керна.

Пористость пород-коллекторов пласта Ф0 по керну изменяется от 11,8 до 24,0 % и составляет в среднем 16,5 %. Наиболее часто (58,1 %) встречаются образцы в интервале открытой пористости 12 ÷ 18 %. Представительность кернового и промыслово-геофизического материала по пласту Ф0 в отличие от других продуктивных пластов карбонатного разреза месторождения позволила с достаточной уверенностью обосновать такие подсчетные параметры как пористость и нефтенасыщенность. С учетом керновых определений их значения приняты по ГИС  равными соответственно 19 % и 0,64.

Пористость  пород-коллекторов  пласта Ф1 колеблется  от  15,8 до 19,3 % и в среднем составила 17,0 %, а пласта Ф2 по единичному               замеру – 14,7 %.

Среднеарифметическое значение газопроницаемости карбонатных коллекторов пласта Ф0 по 8 скважинам (31 определение) составило  0,0108 мкм2. По пластам Ф1 и Ф2 определения газопроницаемости и нефтенасыщенности пород-коллекторов отсутствуют, так как эти характеристики по керну не изучены из-за отсутствия нефтенасыщенных образцов пород-коллекторов. В основном керн представлен плотными, низкопористыми, практически непроницаемыми породами.

По результатам гидродинамических исследований скважин значения проницаемости пласта Ф1 изменяются в пределах                         0,142 ÷ 0,454 мкм2 по кривым продуктивности при среднем значении 0,162 мкм2. Однако по ряду технических причин (фонтанные скважины имели открытый забой, период фонтанирования был относительно коротким, большинство скважин сразу оборудованы глубинными насосами), величину проницаемости по гидродинамическим исследованиям можно признать весьма приближенным и за основу для гидродинамических расчетов брать нельзя.

1.5 Нефтегазоносность пластов

Западно-Тэбукское месторождение расположено в пределах               Велью-Тэбукского нефтегазоносного района Ижма-Печорской нефтегазоносной области .

Промышленная нефтегазоносность Западно-Тэбукского месторождения связана со среднедевонско-нижнефранским терригенным комплексом (песчаниками койвенского, бийского, омринского, старооскольского и джьерского горизонтов), а также с доманиково-турнейским карбонатным комплексом (карбонатными отложениями елецкого+задонского и усть-печорского горизонтов).

В составе терригенной толщи выделены продуктивные пласты IIб+III, IIa, Iв, Iб и Iа.

Залежь нефти III+IIб собственно Западно-Тэбукского участка продуктивна на всей площади месторождения. Залежь ограничена водонефтяным контактом минус 1756 ÷ 1758 м. Водонефтяная зона составляет около 30 % от площади залежи, ширина ее колеблется от 370 м на юге до 1 км на севере. Ее размеры 12,2 ÷ 3,3 км. Высота залежи 75 м, глубина залегания 1921 м. Эффективная толщина в скважинах колеблется от 1,6 до 31,0 м. Нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0,8 до 31,0 м, среднее значение 18,0 м. Средневзвешенная по объёму нефтенасыщенная толщина равна 16,1 м.

Залежи пласта III+IIб представлены одним-двумя песчано-алевролитовыми прослоями, разделенными глинистыми перемычками, лишь отдельные участки пласта имеют число прослоев до 12 (скв. № 318/2). Коэффициенты расчлененности и песчанистости соответственно равны 4,1 и 0,76 д.ед.

1.6 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Характеристика пластовых флюидов Западно-Тэбукского месторождения определена на основании исследований глубинных проб из скважин, расположенных в различных частях залежей .

Нефть залежи пласта III+IIб охарактеризована 24 глубинными пробами, отобранными до начала разработки в скважинах №№ 1, 2, 8, 14, 16, 17, 25, 56 и 16 глубинными пробами, отобранными после начала разработки в этих же скважинах.

Пластовая нефть из отложений III+IIб (западный участок) характеризуется плотностью 0,745 ÷ 0,775 г/см3, вязкостью от 1,3 до            2,1 мПа∙с. Объемный коэффициент по данным ДР изменяется от 1,197 доли ед. (скв. № 17) до 1,24 доли ед. (скв. № 16), при принятом значение – 1,23.

Дегазированная нефть легкая, плотностью от 0,842 до 0,850 г/см3, смолистая (8,42 % масс), парафинистая (4,14 % масс), сернистая                      (0,70 % масс), с высоким содержанием фракций, выкипающих до 200°С              (28 %). Кинематическая вязкость при 20°С – 14,21 мм2/с (ОР). Температура застывания нефти от минус 4°С до минус 11°С.

Газосодержание нефти при однократном разгазировании изменяется от 85,8 до 102,8 м3/т (среднее значение 94,4 м3/т), принятое значение – 81,0 м3/т при дифференциальном разгазировании.

Растворенный газ по результатам ОР имеет плотность 1,473 кг/м3, относительную плотность по воздуху – 1,222 доли ед., молекулярную массу 35,2. Газ содержит (% мол): углекислого газа – 0,76, азота – 12,1,               метана – 32,3.

Пластовая нефть из отложений III+IIб Ваньюского участка имеет плотность от 0,768 до 0,770 г/см3, вязкость – от 1,6 до 1,9 мПа∙с. Газосодержание при дифференциальном разгазировании изменяется от 58,7 до 60,9 м3/т, объемный коэффициент (ДР) – от 1,19 до 1,24 доли ед., при принятом значении 1,22.

Дегазированная нефть легкая, плотностью 0,850 г/см3, смолистая (6,90 % масс), парафинистая (4,25 % масс), сернистая (0,69 % масс). Среднее значение кинематической вязкости при 20°С – 14,72 мм2/с (ОР). Следует отметить, что в скв. № 56 температура застывания нефти доходит до минус 22,5°С, что объясняется несколько пониженным содержанием парафина в нефти вблизи стратиграфического экрана продуктивных пластов.

Газ, выделившийся при однократном разгазировании нефти, имеет плотность 1,463 кг/м3, плотность относительную по воздуху – 1,214 доли ед., содержит азот (15 % мол), углекислый газ (0,1 % мол), метан (30,5 % мол).

Нефть залежи в пласте IIа охарактеризована пятью глубинными пробами из двух скважин (скв. № 7 и скв. № 25), отобранным в период разведки и шести пробам из четырех скважин (скв. №№ 7, 25, 26 ,35) после начала разработки залежи.

Среднее значение плотности пластовой нефти – 0,744 г/см3, динамической вязкости – 1,4 мПа∙с. Объемный коэффициент по данным дифференциального разгазирования составил 1,24 д.ед.

Дегазированная нефть легкая, плотностью от 0,839 до 0,860 г/см3 при среднем значении 0,851 г/см3. Содержание смол 6,30 % масс, серы – 0,88 % масс, парафина – 3,78 % масс.

Газосодержание нефти при дифференциальном разгазировании равно 83,2 м3/т. Кинематическая вязкость при 20°С – 14,1 мм2/с при ОР.

Растворенный газ по результатам ОР имеет плотность 1,421 кг/м3, относительную плотность по воздуху – 1,18 доли ед., молекулярную массу 34,5. Газ содержит азот (11,9 % мол), углекислый газ (0,58 % мол), метан        (34 % мол).

Нефть залежи пласта Iб+Iв (восточная периклиналь) охарактеризована глубинной пробой нефти из интервала 1950–1968,8 м, взятой в скв. № 314.

Плотность пластовой нефти 0,724 г/см3, вязкость – 1,2 мПа∙с. Газосодержание нефти и объемный коэффициент соответственно равны      102,5 м3/т и 1,33 доли ед. по данным ДР.

Дегазированная нефть имеет плотность 0,848 г/см3. Кинематическая вязкость нефти при 20°С – 17,18 мм2/с при ОР. Компонентный состав следующий (% масс.): асфальтены – 1,24; смолы – 6,74; парафины – 2,7; сера – 0,8.

Растворенной газ, выделившийся при однократном разгазировании нефти, содержит (% мол): углекислого газа – 0,2, азота – 9,61, метана – 36,27. Плотность газа составляет 1,405 кг/м3, молекулярная масса – 33,89, плотность газа относительная по воздуху – 1,166 доли ед.

Из пластов Iа и Iб (западный участок) глубинные пробы нефти не отбирались, состав и свойства флюидов этих залежей приняты по аналогии с пробой нефти из залежи Iб+Iв (востотчная периклиналь).

Пластовые воды продуктивных терригенных отложений                  Западно-Тэбукского месторождения представляют термальные рассолы хлор-кальциевого типа (по Сулину В.А.) с минерализацией, достигающей            248,2 г/л. Плотность пластовой воды изменяется в пределах 1,09 ÷ 1,17 г/см3, общая жесткость изменяется от 794,72 до 1615,11 мг-экв/л; реакция вод от весьма кислой до нейтральной (рН=2,0 ÷ 7,0). Содержание йода и брома достигает промышленно-кондиционных значений. Йода в пластовой воде содержится от 3,81 до 11,34 мг/л (в среднем 7,50 мг/л); среднее содержание брома 681,81 мг/л при колебании от 139,5 до 981,74 мг/л.

Содержание сероводорода изменяется от 0,24 до 35,0 мг/л. Нефти залежи пласта Ф2. Из пласта Ф2 исследована глубинная проба из скв. № 44, отобранная в 1964 г. и 2 глубинные пробы из скв. № 153, извлеченные в           1967 г.

Нефть в пластовых условиях (Рпл – 13,1 МПа, tпл – 40оС) сильно недонасыщена газом (Рнас – 5,08 МПа). Принятые для пласта значения составляют: плотности – 0,858 г/см3, вязкости – 26,0 мПа·с,                  газосодержание – 8,2 нм3/т (по данным ОР) и 5,4 нм3/т (по данным ДР).

Нефть в стандартных условиях относится к классу                             тяжелых –0,889 г/см3 и высоковязких – 56,3 мПа·с.

Нефть является парафинистой, смолистой и сернистой. В нефти содержится парафинов – 3,0 %, смол силикагелевых – 13 %,            асфальтенов – 3 % и серы – 1,5 %.

Температура начала кипения – 58ºС. До 100º С выкипает                            в среднем – 3 %, до 200ºС – 19,1 %, до 300ºС – 39,3 %. Объемный коэффициент по данным ОР нефти равен 1,054.

Характерным для растворенного газа является высокое содержание азота– 68,4 % об. Ярко выражены агрессивные свойства, – сероводорода содержится 0,44 % об. Плотность газа составляет 1,266 т/м3 по данным ОР, относительная плотность газа по воздуху – 1,051 доли ед.

Нефть залежи пласта Ф1 охарактеризована двумя глубинными пробами из скв. № 13 на этапе разведки и пятью глубинными пробами из скв. № 43 и скв. № 47 – в процессе разработки. Кроме того, из скважин №№ 13, 16, 14/2, 47 исследовано 7 устьевых проб.

Нефть в пластовых условиях (Рпл.нач. – 13,3 МПа, tпл – 40ºС) сильно недонасыщена газом (Рнас – 6,5 МПа). Плотность пластовой нефти равна 0,824 г/см3, вязкость – 10,4 мПа·с.

По данным ОР газосодержание изменяется от 24,9 до 34,0 м3/т, по данным ДР – изменяется от 16,5 до 22,5 при принятом значении – 20,3 м3/т.

Объемный коэффициент по данным ДР изменяется от 1,05 до 1,085 при среднем значении 1,063.

Нефть в стандартных условиях относится к классу                               средних –0,865 г/см3 (0,846 ÷ 0,878 г/см3), повышенной вязкости – 26,5 мПа∙с (24,65 ÷ 26,5 мПа∙с).

Нефть является парафинистой, смолистой, сернистой. В нефти содержится: парафинов – 4,6 %; смол силикагелевых – 12,6 %;              асфальтенов – 4,6 % и серы – 1,10 %. Температура плавления парафина равна 50ºС.

Температура начала кипения составляет в среднем 54ºС. До 100ºС выкипает в среднем – 6,0 %, до 200 ºС – 24,5 %, до 300 ºС – 42,0 %.

Растворенный газ содержит: азота – 19,55 % об., углекислого            газа – 0,3 % об., метана – 31 % об., пропан –  пентановой фракции – 37,55 % об., гелия – 0,03 % об. Относительная плотность газа по воздуху составляет 1,215 дол.ед.

Нефть залежи пласта Ф0 изучена только по устьевым пробам (скв. № 151, 162, 167) ввиду глубинно-насосного способа эксплуатации.

Нефть в стандартных условиях относится к классу                                тяжелых – 0,90 г/см3, высоковязкая – 67 ÷ 100 мПа·с.

По компонентному составу нефть характеризуется как сернистая             (1,5 %), смолистая (46 ÷ 58 %), парафинистая, с содержанием легких фракций 13 ÷ 23 % и растворенного сероводорода в попутном газе – 6,76 мг/л (0,44 %).

В 2007 г. отобрана и исследована устьевая проба нефти из скв. № 502. В стандартных условиях нефть имеет плотность 0,8965 г/см3,                         вязкость – 68,66 мПа∙с.

Пластовые воды продуктивных карбонатных отложений месторождения – термальные рассолы хлоркальциевого типа                            (по Сулину В.А.), хлоридно-натриевого состава с минерализацией свыше  200 г/л, плотностью 1,060 ÷ 1,240 г/см3. Реакция вод от кислой до нейтральной (рН=3,75 ÷ 7,5). Микрокомпоненты (йод, бром и др.) в подземных водах верхнедевонских отложений содержатся в повышенных концентрациях, однако их содержание более низкое, чем в нижележащем комплексе. Содержание йода колеблется от 1,90 до 15,20 мг/л и при среднем значении 6,76 мг/л; брома – от 138,53 до 433,08 мг/л при среднем         значении 310,07 мг/л.