Пластовая вода продуктивных горизонтов в основном гидрокарбонатно-натриевого типа, лишь в восточной части месторождения – хлоркальциевого и хлормагниевого. Минерализация воды колеблется от 10,4 до 16,0 г/л. Основными компонентами воды являются ионы натрия и хлора. При эксплуатации месторождения, в результате нарушения первоначальных условий, на нефтепромысловом оборудовании возможно отложение угольной кислоты.
Таблица 1.4.2 - Лянторское месторождение. Пласты АС9-11.
Геолого-физическая характеристика залежей нефти и газа
| Параметры | АС9 | АС10 | АС11 | АС9-11 |
| Средняя глубина залегания, м | 2093 | 2099 | 2101 | - |
| Тип залежи | Пластовые | сводные | ||
| Тип коллектора | Терригенн | ый | ||
| Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 | 1060535 | 645899 | 81653 | 106053 |
| Средняя общая толщина, м | 11,73 | 22,84 | 23,10 | 62,57 |
| Средняя эффективнаятолщина, м | 8,60 | 16,71 | 13,26 | 37,66 |
| Средняя газонасыщеннаятолщина, м | 6,59 | 7,27 | 5,84 | 6,82 |
| Средняя нефтенасыщеннаятолщина, м | 4,42 | 7,40 | 5,72 | 5,89 |
| Средняя водонасыщеннаятолщина, м | 4,07 | 10,50 | 12,69 | 20,89 |
| Пористость газонасыщенногоколлектора, доли ед | 0,248 | 0,247 | 0,240 | 0,247 |
| Пористость нефтенасыщенного коллектора, доли ед | 0,248 | 0,251 | 0,246 | 0,250 |
| Начальная насыщенностьгазом, доли ед | 0,665 | 0,688 | 0,673 | 0,675 |
| Начальная насыщенностьнефтью, доли ед | 0,625 | 0,623 | 0,639 | 0,629 |
| Объемный коэффициент газа, доли ед | 0,0048 | 0,0048 | 0,0048 | 0,0048 |
| Объемный коэффициент нефти, доли ед | 1,17 | 1,17 | 1,17 | 1,17 |
| Объемный коэффициент воды, доли ед | 1,01 | 1,01 | 1,01 | 1,01 |
| Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3 | 0,686 | 0,686 | 0,686 | 0,686 |
| 905 | 916 | 897 | ||
| Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 | 891 | |||
| Плотность воды в поверхностных условиях,кг/м3 | 1009 | 1008 | 1008 | 1008 |
| Средняя проницаемость покерну, мкм2 | 0,299 | 0,399 | 0,266 | 0,347 |
| Средняя проницаемость погеофизике, мкм2 | 0,438 | 0,572 | 0,496 | 0,517 |
| гидродинамике, мкм2 | 0,122 | 0,109 | 0,100 | - |
| Вязкость газа в пластовыхусловиях, мПа∙с | 0,0188 | 0,0188 | 0,0188 | 0,0188 |
| Вязкость нефти в пластовыхусловиях, нз/гнз, мПа∙с | 3,67/4,53 | 6,18/4,26 | 6,18/4,26 | 6,18/4,2 |
| Вязкость воды в пластовыхусловиях, мПа∙с | 0,49 | 0,49 | 0,49 | 0,49 |
| Плотность газа в пластовыхусловиях, кг/м3 | 144,8 | 144,8 | 144,8 | 144,8 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, нз/гнз, кг/м3 | 812/795 | 846/796 | 846/796 | 846/796 |
| Продолжение таблицы 1.4.2 - Геолого-физическая характеристика залежей нефти и газа | ||||
| Плотность воды в пластовыхусловиях, кг/м3 | 1000 | 999 | 999 | 999 |
| Газовый фактор, м3/т | 84 | 89 | 78 | 87 |
| Пластовая температура, 0С | 61,5 | 61,5 | 61,5 | 61,5 |
| Пластовое давление, МПа | 21 | 21 | 21 | 21 |
| Давление насыщения нефтигазом, нз/гнз,Мпа | 15,2/20,0 | 14,5/19,4 | 14,5/19,4 | 14,5/19,4 |
| Средняя продуктивность,х10 м3 (сут∙МПа) | 0,96 | 1,03 | 1,08 | 1,01 |
| Коэффициент песчанистости, доли ед | 0,733 | 0,732 | 0,574 | 0,602 |
| Коэффициент расчлененности, доли ед | 2,295 | 4,048 | 5,193 | 11,147 |
| Содержание серы в нефти,% | 1,0 | 1,22 | 1,22 | 1,22 |
| Содержание парафина в нефти,% | 2,33 | 1,98 | 1,98 | 1,98 |
| Содержание стабильногоконденсата, г/м3 | 39,7 | 39,7 | 39,7 | 39,7 |
| Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т | 325233 | 554894 | 54217 | 934344 |
| Втом числе по категорииВ+С1 | 319533 | 546661 | 51132 | 917331 |
| по категории С2 | 5695 | 8233 | 3085 | 17013 |
| Начальные балансовые запасы свободного газа, млн.м3 | 166919 | 87558 | 3187 | 257694 |
| В том числе по категории С1 | 166839 | 87556 | 3187 | 257582 |
| по категории С2 | 80 | 2 | - | 82 |
| Начальные балансовые запасы тонденсата, тыс.т | 6627 | 3476 | 126 | 10229 |
| В том числе по категории С1 | 6624 | 3476 | 126 | 10226 |
| по категории С2 | 3 | - | - | 3 |