3280,0-3283,0 | -3089,0-3094,0 | - | пісковик | - | - | - | - | - | 18,8 | - | 335,8 | - | - | врахований

3301,0-3306,0 | -3110,0-3116,0 | 3,0 | пісковик | - | - | - | - | - | 16,5 | 0 | 94,9 | - | - | врахований

3301,0-3306,0 | -3110,0-3116,0 | - | пісковик | - | - | - | - | - | 19,8 | 0 | 188,5 | - | - | врахований

В-17 | 3 | 3255,0-3258,0 | -3065,6-3068,6 | - | аргіліт | - | - | - | - | - | 6,2 | - | - | - | - | неврах. неколектор

3258,0-3265,0 | -3068,6-3075,6 | - | аргіліт | - | - | - | - | - | 4,4 | - | - | - | - | неврах. неколектор

3258,0-3265,0 | -3068,6-3075,6 | - | аргіліт | - | - | - | - | - | 10,7 | - | - | - | - | врахований

3258,0-3265,0 | -3068,6-3075,6 | - | аргіліт | - | - | - | - | - | 3,0 | - | - | - | - | неврах. неколектор

2.6 Фізико-хімічна характеристика нафти, газу і конденсату

Склад та властивості нафти та газу вивчались як по глибинних пробах, так і пробах, відібраних на поверхні. Досліджувались проби в лабораторії ЦНІПР НГВУ “Чернігівнафтогаз” та в інституті “УкрДіпроНДІнафта”. Повнота вивчення складу та властивостей нафти і газу на Ромашівському родовищі відповідає умовам, наведених в “Інструкції із застосування класифікації запасів і ресурсів корисних копалин…”.

В лабораторії ЦНІПР НГВУ “Чернігівнафтогаз” 11.11.1986 р. і 26.12.1986 р. зроблено аналіз двох глибинних проб нафти. Густина нафти в пластових та в стандартних умовах складає відповідно – 549–677 кг/м3 і 800–806 кг/м3, кінематичний коефіцієнт в'язкості змінюється від 2,04 до 2,19 мм2/с, газовміст – 228-450 м3/т, об'ємний коефіцієнт 1,65-2,17, коефіцієнт стисливості складає – 2,97.10-3 1 МПа.

Відбір проб нафти зі свердловини 1 Ромашівського родовища виконувався інститутом “УкрДіпроНДІнафта” двічі.

В липні 1985 року, при роботі свердловини на штуцері діаметром 5 мм з дебітом 72 т/д і газовим фактором 325 м3/т, було відібрано дві проби сепараторного газу і чотири проби сепараторної і газонасиченої рідини.

Рекомбінування з цих проб зразків пластового флюїду і дослідження цих зразків дозволило встановити, що пластовий флюїд в початкових пластових умовах знаходиться в однофазному рідинному стані і являє собою нафту.

14-15 лютого 1987 року було відібрано чотири глибинних проби пластової нафти за допомогою поршневих пробовідбірників типу НПП-300 на вибої свердловини при роботі на штуцері діаметром 4 мм. Тиск в свердловині в точці відбору 3190 м складав 22,7 МПа, пластова температура 95 0С, дебіт нафти 9,7 т/д, газовий фактор - 300 м3/т.

Дослідження відібраних проб виконувалось в лабораторії досліджень пластових флюїдів інституту згідно з РД-39-9-1084-84. Об'єм досліджень відповідає комплексу Б типового дослідження згідно з ГОСТ 39-112-80.

За результатами дослідження було зроблено звіт по трьох пробах – 11-87, 12-87 і 14-87.

Молярна маса пластової нафти – 63,33 кг/моль, сепарованої – 154,5 кг/моль, густина сепарованої нафти при 20 0С при стандартній сепарації – 799,8 кг/м3, при диференціальному розгазуванні – 810 кг/м3.

Динамічний коефіцієнт в'язкості нафти при пластовому тиску – 0,17 Мпа.с, при тиску насичення – 0,15 мПа.с, сепарованої нафти при 20 0С – 2,55 мПа.с. Об'ємний коефіцієнт пластової нафти при пластовому тиску при стандартній сеперації складає 2,2241, при диференціальному розгазуванні – 3,2703. Коефіцієнт стисливості становить 3,22.10-3 1/МПа.

Як видно з наведених даних в таблицях 2.5, 2.6 відмічається розбіжність між аналізами по всіх показниках. Все це ускладнює прийняття достовірних значень для підрахунку запасів. Згідно висновку авторів ТЕО недостатком всіх зразків газонасичених рідин є те, що вони відбиралися не в закритій свердловині, а в умовах повної депресії на пласт. Велике значення має також збереження повної герметичності глибинних приладів.

Вуглеводнева система покладу В-17 являє собою легку і малов'язку нафту з високим газовмістом.

В основу товарної характеристики і класифікації нафти покладені вимоги Держстандарту “Технологічна класифікація нафти”. По вмісту сірки нафта Ромашівського родовища відноситься до малосірчастих (табл. 2.7, 2.8).

Вміст масел не визначався. По вмісту смол нафта малосмолиста (1,02 –З,14 мас. %), в незначних кількостях присутні асфальтени (0,4–0,3 мас. %).

Компонентний склад газу, розчиненого в нафті, досліджувався за глибинними пробами в лабораторії ЦНІПР НГВУ “Чернігівнафтогаз” та в інституті “УкрДіпроНДІнафта” (таблиця 8.3). За даними аналізу глибинної проби (від 11.87) газ складений із метану, молярна частка якого становить 44,28 %, етану – 15,19 %, пропану – 19,32 %, бутану – 6,07 %, ізобутану – 2,36 %. Вміст решту важких гомологів незначний. Густина газу – 1,299. Газ відноситься до складу жирних газів. Із невуглеводневих компонентів в газі присутні азот (6,42 %), вуглекислий газ (1,56 %), гелій (0,05 %).

Розчинний газ покладів містить промислові концентрації корисних компонентів. Запаси їх підлягають обліку. При експлуатації покладів В-17 та В_в свердловині 1-Ромашівська компоненти не вилучались.

Таблиця 2.7 – Фізико-хімічні властивості глибинних проб нафти

Пласт | Номер сверд-ловини | Інтер-вал випро-буван-ня, м | Умови відбо-ру проби | Дата відбору проби дослідже-ння | Пласто-вий тиск, Мпа | Плас-това темпе-ратура, 0С | Тиск наси-чення, МПа | Газо-вміст, м3/т | Об'єм-ний коєфіці-єнт пласто-вої нафти, част. од. |