H000047 Дипломная работа Общие сведения о месторождении нефти

РЕФЕРАТ

Пояснительная  записка  ВКР  содержит  ____стр.,  ____рис ., ____ табл ., _____ использованных источников . Демонстрационной  графики  ____листов .

Ключевые  слова : ЗАЛЕЖЬ  НЕФТИ , КОЛЛЕКТОРСКИЕ  СВОЙСТВА , ИЗВЛЕКАЕМЫЕ  ЗАПАСЫ  НЕФТИ, НАКОПЛЕННЫЕ  ПОКАЗАТЕЛИ  ДОБЫЧИ  НЕФТИ , ХАРАКТЕРИСТИКА ВЫТЕСНЕНИЯ , КОЭФФИЦИЕНТ  НЕФТЕОТДАЧИ , ДЕБИТ  НЕФТИ, ДЕБИТ ЖИДКОСТИ , ОБВОДНЕННОСТЬ.

В  геологической  части  ВКР  рассмотрено следующее: геологическое строение месторождения ,тектоника, стратиграфия , физико -химические свойства нефти,  воды и  газа,  нефтегазоносность, коллекторские  свойства  продуктивных  пластов,  а также произведен  подсчет  запасов  нефти  и  газа .

В  технической  части  рассмотрены: характеристики эксплуатации скважин, мероприятия  по  предупреждению и борьбе  с  отложениями парафина. Показан расчет  по  оптимизации  работы  скважинного  оборудования.

В  технологической части  описаны: текущее  состояние  и сопоставление  проектных  и фактических  показателей  разработки. На перспективный период приведены расчеты нескольких вариантов  разработки  .

В  разделе  охраны  труда  рассмотрены  причины производственного  травматизма.

В  экономической  части предоставлены  сведения  об  экономической  эффективности предлагаемого  мероприятия .

        В экологической  части  проанализирована  экологическая ситуация и дан  вывод  с  предложениями,  направленными на  эффективную  защиту  окружающей  среды .[3].

ВВЕДЕНИЕ

Голубевское  месторождение   расположено  в  Нефтегорском районе,Самарской  области,  в 17  км  к  западу  от  г . Нефтегорска и в 65  км к  юго -востоку  от  города Самара.

Разработку  месторождения  осуществляется Южной группой месторождений ЦНДГ  – 9  ОАО  «Самаранефтегаз ».

Основными  целями  и  задачами проектирования  являлись :

проведение анализа  текущего  состояния  разработки  залежей  нефти  и  сопоставления  с проектными  показателями предшествующего  проектного  документа ;

обоснование  мероприятий , направленных  на  совершенствование системы разработки и  повышение  ее  эффективности  на основе  построенных  трехмерных  геолого -фильтрационных  моделей  всех  продуктивных пластов месторождения;

расчет  технологических  показателей  на  перспективу  и  экономическая  оценка  рассмотренных вариантов разработки.

формирование  программы  действенного  контроля  и  эффективного  изучения  недр в  процессе  разработки  (в .т .ч . доразведки).

Голубевское  месторождение  было  открыто  разведочным  бурением  в  1993  г . Промышленно  нефтеносными являются  пласты: О -2  окского  надгоризонта , Б -2  бобриковского  горизонта , В -1  турнейского  яруса . [1]

Месторождение  является многопластовым.  Нефтеносность  месторождения  установлена  в  отложениях  нижнего  карбона окского  надгоризонта  (пласт О -2 ), бобриковского  горизонта  (пласт  Б -2 ) и  турнейского  яруса  (пласт  В -1 ).

Запасы  нефти  и  растворённого  газа Голубевского  месторождения  ГКЗ  не  утверждались . Оперативная  оценка  запасов  по  мере  открытия  залежей  выполнялась  сотрудниками  геологической  службы  ЦНИЛ .

     На 01 .01 .2016  г . на государственном  балансе  находятся начальные  запасы  нефти в  количестве  (геологические /извлекаемые ): 2117 /918  тыс .т  по  категории  С1 ; запасы  растворенного газа  (извлекаемые ): 13  млн . м3  по  категории  С1.

Всего пробурено на  месторождении  восемь  скважин .  

По  состоянию  на  01 .01 .2016  г . Голубевское месторождение  разрабатывается  пятью  добывающими  скважинами  (из  них  две  совместные ), три  скважины  ликвидированы  по  геологическим  причинам.

Без системы  поддержания пластового  давления  ведется разработка  пластов  О -2 , Б-2,  В-1.

При  фонде  добывающих  скважин  4 единицы и  обводненности  продукции  40, 9 %  максимальная добыча  нефти  достигнута в 2009  г . в  размере  68 ,3  тыс. т  (7, 4 % от  НИЗ ).

       За весь  период  было  составлено  4  технологических документа  на  разработку  месторождения . В  них  совершенствовалась  технология  разработки  эксплуатационных  объектов,  анализировалось  состояние  разработки,  осуществлялся прогноз  технологических  показателей , уточнялись  запасы  и  значения  прогнозной  нефтеотдачи.

Действующим  проектным  документом  является  «Дополнение  к  технологической  схеме разработки Голубевского нефтяного  месторождения  Самарской области », выполненный  в  2009  г . ООО  «СамараНИПИнефть »

 ( протокол  ЦКР  № 4796 от  22 .12 .2009  г.).

Существующая  система  разработки залежей  нефти  нуждается  в  корректировке  с  целью  повышения  её  эффективности.  Утвержденные  значения  коэффициентов  извлечения  нефти по  залежам  не достижимы .

Проведенный анализ  указывает  на необходимость совершенствования  систем  разработки и  проведения  комплекса  геолого- технических  мероприятий  по  вовлечению остаточных  запасов  нефти  в  разработку , включающего бурение  скважин  и  боковых  стволов  из  обводнившихся  скважин и  организации  системы  ППД  для  пласта В -1.  

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о  месторождении

Голубевское  месторождение   расположено  в  Нефтегорском районе, Самарской  области , в 17  км  к западу  от  г.  Нефтегорска и 65 км  к  юго -востоку от  города Самара.

Разработка месторождения  осущестляется ЦНДГ  – 9  Южной группы  месторождений  ОАО  «Самаранефтегаз ».

Ближайшие  к  месторождению  населенные  пункты : село Трофимовка , село Каменный  Дол , село Утёвка и город  Нефтегорск.  Связь  между ними , а  также  областным  центром г . Самара осуществляется  по  асфальтированным  и грунтовым  дорогам .

Ближайшая  железнодорожная  станция  Богатое  расположена в  45 км  к  северо -востоку  от  месторождения  на железной  дороге  Самара -Оренбург .

В  7  км  к  северу от  месторождения  проходит  автомобильная  дорога  регионального значения  Самара -Нефтегорск  с асфальтовым  покрытием.

К  северо- востоку  от  месторождения  на  расстоянии , примерно , 25  км  проходит линия  ЛЭП  [1 ].

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом  отношении  Голубевская  площадь  приурочена  к  водоразделу  рек  Самары , Ветлянки  и  Чапаевки. Река  Самара протекает  севернее от  месторождения и  является  основной  водной артерией района. Южнее протекает река Чапаевка и относится  к  категории  степных  рек,  которая летом  мелеет  и  её водоток  сильно  сокращается . В  западной части района  протекает река Ветлянка , которая является  левым  притоком  реки  Съезжая .

На  реке Ветлянка  с помощью  плотины  создано  обширное  водохранилище .

Поверхностные  водоисточники  и  заболоченные  участки  на площади  месторождения  отсутствуют. Питьевое  и  техническое  водоснабжение  осуществляется из  скважин и естественных  водоемов   [1 ].

1.3 Стратиграфия

Осадочный  чехол  на Голубевского  месторождении  представлен  породами  среднего  и верхнего девона , каменноугольными , пермскими , мезозойскими  и  четвертичными  отложениями  и  залегает  на  породах  кристаллического  фундамента архейского  возраста .

Скважиной  10  и 14  вскрыты  породы  кристаллического  фундамента . Описание  пород  и  стратиграфическое  расчленение  разреза  проведено  согласно  схеме 1990  года  и дается  по  скважине 14  и  работе [1 ].

Кристаллический  фундамент  вскрыт  скважиной  14  и  представлен  гранитами .

Разрез  осадочной  толщи  общей толщиной  до  3460  м  представлен палеозойскими  и  частично мезо -кайнозойскими  отложениями .

Палеозойская  группа

Палеозойская  группа  представлена  отложениями  позднего  палеозоя:  девона, карбона и  перми.

Девонская  система

Девонская  система  представлена  в  составе  среднего  и  верхнего отделов .

Средний  отдел

Средний  отдел  выделяется  в  составе живетского  яруса,  который  в  свою  очередь  представлен старооскольским надгоризонтом .

Непосредственно  на породах  кристаллического фундамента  залегают  отложения  старооскольского  надгоризонта , представленные  в  нижней  части  разреза  песчаниками  алевритистыми,  тонкозернистыми , в  кровле водонасыщенными  (пласт  Д3 ). Верхняя часть разреза  представлена  переслаивающимися  алевролитами  и  глинами . На  абсолютной  отметке  минус  3366  м  среди  глин  выделяется  пачка  плотных  известняков  толщиной  6 -8 м , индексируемых как  репер  «остракодовый  известняк ».

Общая  толщина  рассматриваемых  отложений  125  м  (по скважине  14 ).

Верхний  отдел

Отдел представлен  породами  франского  и  фаменского  ярусов . В  основании  толщи  залегают  терригенные  отложения пашийского и  тиманского  горизонтов .

В  составе  пашийского  горизонта достаточно  четко  выделяются  два песчаных  пласта  (Д2  и  Д1),  разделенные  между  собой  пачкой глин . Песчаники  пласта  Д2  пористые , водонасыщенные.  Толщина  отложений  составляет  53- 62  м .

Тиманский  (кыновский ) горизонт  сложен , преимущественно , глинами  с  подчиненными  прослоями  алевролитов  и  песчаников  общей  толщиной  11 -14  м .

Остальная  часть  разреза  верхнедевонских  отложений  представлена  мощной , довольно однообразной , толщей карбонатных  пород  – известняков  и  доломитов . Породы  преимущественно  плотные  крепкие , прослоями  глинистые до  перехода  в  мергели , участками  битуминозные , кремнистые , участками  кавернозные .

Толщина карбонатных  отложений  811 м.

Каменноугольная  система

Каменноугольная  система  выделяется  в составе нижнего , среднего  и верхнего  отделов .

Нижний  отдел

Нижний  отдел  представлен  породами  турнейского , визейского  и  серпуховского  ярусов .

Турнейский  ярус

Сложен  известняками  серыми  и  светло -серыми , тонкокристаллическими , плотными,  местами  глинистыми.  К  пористым  проницаемым  разностям  в  верхней  части  яруса  приурочен  промышленно  нефтеносный  пласт  В -1  [1 ].

Толщина  отложений  яруса  73  м .

Визейский  ярус

Ярус  выделяется  в  пределах  кожимского и окскогонадгоризонтов .

В  свою  очередь кожимский надгоризонт  представленбобриковским  горизонтом,  а  окский  - тульским горизонтом  инеразделённой  пачкой  отложений  алексинско -михайловско -венёвского  горизонта .

Бобриковский  горизонт

 Терригенные  отложения горизонта  представлены  песчаниками , алевролитами  и  глинами . Песчаники  серые  и  темно -серые  мелко-  и  среднезернистые , с  глинистыми прослоями залегают в верхней  части  разреза  (пласт  Б -2 ). В  песчаниках  установлены  залежи  нефти . Общая  толщина   отложений  горизонта  составляет  25 -29 м .

Тульский  горизонт  

В основании  представлен темно -серыми  до черных , органогенными , неравномерно  окремнелыми  плотными  известняками ( репер  «тульская  плита »). Выше по  разрезу  залегают  серые и  темно -серые , прослоями  глинистые  известняки  и  глины  известковистые . Толщина отложений  горизонта  43 -62  м .

Выше  по  разрезу  отложения окского  надгоризонта  развиты в  объеме  алексинского , михайловского  и  веневского горизонтов . Сложен  разрез , в основном, известняками , доломитами  и  ангидритами , местами  с  прослоями непроницаемых  известняков . Известняки  серые  и  темно -серые , органогенно- обломочные,  доломитизированные . Доломиты серые , тонкокристаллические , участками  кавернозные.  С пористыми  разностями  доломитов  в верхней  части  надгоризонта  связан  пласт  О -2 , в котором  обнаружены  промышленные  скопления  нефти . Покрышками  для  нефтеносного  пласта  служат слои ангидритов , которые  появляются  в  верхней  части надгоризонта , в веневском  горизонте . Толщина  отложений  надгоризонта  196 -215  м [ 1 ].

Серпуховской  ярус

Выше  по разрезу  залегают  породы серпуховского  яруса , представленные  плотными  известняками , прослоями  глинистыми . В  подошве ,в  пределах  тарусского  горизонта , залегает  репер  «покровская  пачка », представленная  глинами  с  прослоями  глинистых  известняков . Толщина  отложений  яруса  202  -211  м .

Средний  отдел

Средний  карбон  сложен  известняками  башкирского  яруса , сменяющимися  пачкой  глин,  песчаников  и  алевролитов  верейского  горизонта ; известняками  с  подчиненными  прослоями  глин каширского  горизонта ; известняками  с прослоями  доломитов и  мергелей  подольского  и  мячковского  горизонтов  московского  яруса . Общая  толщина  отложений  среднего  карбона  составляет  488- 500  м .

Верхний отдел

Отложения  верхнего  карбона  представлены известняками  микрокристаллическими  и  доломитами , с  довольно  мощной  пачкой  ангидритов , залегающей  в  средней  части  отдела . Толщина  отложений 334 -379 м .

Пермская  система

Система  представлена  нижним  и верхним отделами.

Нижний  отдел

В  основании  пермской  системы  залегают  отложения  ассельского  яруса , представленные преимущественно доломитами . Толщина  отложений  яруса  85 -101м.

Выше по  разрезу  залегают  сульфатно -карбонатные  породы  сакмарского  и  артинского  ярусов,  общей  толщиной 152 -168  м  [1 ].

Кунгурский  ярус  представлен  доломитами  пелитоморфными , в  разной  степени  глинистыми , сульфатизированными , ангидритами . В  разрезе  иреньского  горизонта  выделяются  слои  каменной  соли . Толщина  отложений  яруса 118 -134м .

Верхний  отдел

Верхний  отдел  пермской  системы представлен переслаивающимися  между  собой  алевролитами,  глинами , реже  мергелями  уфимского  яруса , сульфатно -карбонатными  породами  казанского  яруса , толщей  терригенных пород  – глинами , алевролитами , песчаниками  с  редкими прослоями карбонатов татарского яруса . Общая  толщина  верхнепермских отложений 468 -504  м .

Мезозойская  группа

На  затронутых  размывом  породах  татарского  яруса , залегает  нерасчлененная  толща  мезозойскихотложений , выделенная  в  объеме  триасовской  и  юрской  систем . В  разрезе описываемой  площади  присутствуют  отложения  нижнего  триаса и  батского  яруса  средней  юры , представленные , в  основном , песчаниками  и песками  буровато-  и  красновато -коричневыми , зеленовато -серыми , разнозернистыми , с прослоями  глин песчанистых, известковистых , общей толщиной  56  м . Местами эти отложения  полностью  размыты.

На  отдельных участках  встречаются  отложения  келловейского  яруса  верхней  юры  – глины серые , голубовато - и  желтовато -серые, плотные , неравномерно  песчанистые  и  загипсованные . Сохранившаяся  толщина  в  пределах Голубевской  площади  – до 32  м .

Кайнозойская  группа

Четвертичная  система

Четвертичные отложения  развиты  повсеместно  и залегают  на  размытой  поверхности  юрских и  триасовых  отложений . Представлены  они  глинами  плотными  известковистыми , суглинками , супесями  с  прослоями  песков  и галечников.  Толщина отложений четвертичной  системы  варьирует  от  5  до  20  м  [1 ].

1.4 Тектоника

В региональном  тектоническом  отношении Голубевское  месторождение приурочено  к  внешней  прибортовой  зоне  Камско -Кинельского  системы  прогибов , юго -западной  части  Бузулукской впадины  в пределах Кулешовско -Алексеевского  выступа  фундамента.  По отложениям  нижнего  карбона  рассматриваемое  поднятие  расположено  в  пределах  юго- западного борта  Мухановско -Ероховского  прогиба . Описание  тектоники дано согласно  работам .

Тектоническое  строение  района , в  который  входит  Голубевское  поднятие , по горизонтам  пермского верхнего  структурного  этажа  изучено структурным  бурением , а  по горизонтам  карбона  и  девона  – сейсморазведкой  (с /п  №14 /87 -88 и  с /п  №12 /89) и  глубоким  бурением . Характерным  для  площади  является  общее  неравномерное  погружение  глубоких отражающих  горизонтов  в  юго -восточном  направлении , соответствие структурных  планов  по  отражающим  горизонтам карбона , девона  и  поверхности  фундамента с  тенденцией  к  выполаживанию  структурных  планов  снизу вверх . По  верхнепермскому   структурному  плану  на  фоне  общего  погружения  выделяется  ряд  локальных  поднятий , структурных террас , « носов », прогибов . В  их распределении не наблюдается  какой -либо  закономерности , а  характерным  является  пологость  форм , мелкие  размеры  поднятий  [2 ].

1.5 Нефтеносность

Пласт  О -2  залегает в  верхней  части отложений окского надгоризонта.  Сложен пласт  известняками , доломитами  и ангидритами , имеет  сложно  дифференцированное  строение  (выделяется  от  1  до 6  пропластков  различной  толщины ) и  подстилается  ангидритами  плотными , непроницаемыми . Покрышкой  пласта  является  регионально  развитая  глинисто- карбонатная « покровская  пачка », залегающая  на  ангидритах , непосредственно перекрывающих  продуктивный  пласт  [3].  

По данным  ГИС и  керна  пласт  нефтенасыщен  в  скважинах  10 , 14,  103 , 106  и  107.

В  скважине  10  продуктивный   пласт залегает в  интервале  2107 ,4 -2116, 4  м (абсолютная отметка  минус 1983 ,6 -1992 ,6  м ) и  состоит  из  шести  проницаемых  нефтенасыщенных  пропластков  доломитов  толщиной  от  0 ,4 м  до  2 ,4 м , разделенных плотными  прослоями  толщиной  0, 4  - 1 ,6  м.  Нефтенасыщенная  толщина  пласта  в районе  скважины  составляет  5 ,8  м . Водонасыщенная  часть пласта  не  вскрыта . В  1992 году  пласт  интервале  2106 -2122  м ( абсолютная  отметка  минус  1982 ,2 -1998 ,2  м ) был  опробован  испытателем пластов . В  процессе  испытания  за 4  минуты  было  получено  3 ,6  м3 нефти.

В  скважине  14  продуктивный   пласт  залегает  в  интервале  2098 ,4 -2101 ,2  м ( абсолютная отметка  минус  1986, 1 -1988 ,9  м ) и  состоит  из  двух  пропластков  нефтенасыщенных  доломитов  толщиной 0, 4 м  и  1,6  м.  Пласт  опробовался  испытателем  пластов  в  1992  году  в  интервале  2097- 2108  м  (абсолютная  отметка  минус  1984 ,7 -1995 ,7 м ). Получена нефть 4 ,5  м3  за  8  минут.  В  1994  году  пласт  был  перфорирован  в  интервале  2097 -2103  м  (абсолютная  отметка  минус 1984 ,7 -1990 ,7  м ). В  результате  освоения получен фонтанный приток  нефти  дебитом  73м3 /сут на  штуцере  8  мм  [3 ].

В  скважинах 11 ,12 и  13  при  опробовании  пласта  с  помощью  ИПТ  получены  притоки  пластовой воды.  Наиболее  высокая  отметка  кровли  водонасыщенного пласта вскрыта  в  скважине  13 на  абсолютной  отметке минус 1998 ,4  м .

Новые  скважины  (103 , 106  и  107 ) уточнили  строение  месторождения  и  изменили границу  залежи . Кроме  того , проведена  переинтерпретация  геофизического  материала в  ранее пробуренных  скважинах .

Скважина  №103 , пробуренная  в  купольной  части  структуры , вскрыла  максимальную  толщину  нефтенасыщенного  коллектора  – 7  м;  отбивается  пласт  в  интервале  глубин 2160 ,2  – 2167, 2  м  (абс . отм . минус  1983 – 1990м ). В  2009  г . пласт опробовался  испытателем  пластов   в интервале  2158 -2167  м  (абсолютная  отметка минус  19808- 1989 ,9  м ), за 52  мин . получено 3 ,2 м3  нефти .

В скважине  106  продуктивный   пласт залегает  в  интервале  2123 ,2- 2129 ,9  м  (абсолютная  отметка  минус  1993 ,4- 2000 ,1 ) и  состоит  из  трёх  пропластков , две  из  которых  представлены  нефтенасыщеннымидоломитизированными  известняками  толщиной  1 ,9  м  и  1, 4  м . Кровля  воды  отбита  на  отметке  минус  1999 ,1  м.  Пласт  О -2в  скважине  не  опробовался .

Наклонно -направленная  скважина 107  расположена  в  западной  части залежи  и  имеет  достаточно  большое искривление  ствола  (107 ,3  – 107 ,7м ).Пласт  вскрыт  в  интервале  глубин  2231 ,1- 2242 ,5  м  (абсолютная отметка  минус  1994 ,4 -2005 ,8  м ). В  разрезе  пласта  выделяются  пять  проницаемых пропластка , сложенных  доломитами,  с  толщинами  0 ,6 -2 ,2  м , две  из которых  нефтенасыщенны.  «Зеркало»  воды вскрыто  на отметке  минус  1999 ,0  м  Пласт  в  скважине  не  опробовался .

Общая  толщина  залежи  в пределах  проницаемой  части  изменяется  в пределах  от 2 ,8  м  (скважина  14 ) до  11 ,4 м  (скважина  107 ),среднее  значение  7 ,4 м . Средняя  водонефтяная  толщина по скважинам  составила 3 ,9  м , а общая  чисто  водяная  часть  – 3 ,3  м .

Залежь  нефти пластового типа, сводовая . Размеры  залежи  составляют  1 ,2 х  2  км , высота  13, 1  м . Коэффициент  песчанистости  – 0 ,44 , расчлененности  – 3 ,2  [3 ].

1.6 Литолого -петрографическая  характеристика

Пласт О -2  залегает  в  верхней  части  отложений  окского  надгоризонта , представлен  известняками и доломитами , подстилается  ангидритами  плотными  непроницаемыми . Покрышкой пласта  является  регионально развитая  глинисто -карбонатная  «покровская  пачка », залегающая  на  уплотненных  глинистых  карбонатах , непосредственно перекрывающих  продуктивный  пласт .

Керн  из  нефтенасыщенной  части  пласта  О -2  отбирался  БСГ  в  скв . 10 через 0 ,5  м  в  интервале  глубин  2112 ,3 -2116 ,3 м , при колонковом  бурении  скв . 106  в  интервале глубин 2114 ,0 -2126 ,0  м , скв . 107 в интервале  глубин  2231 ,5 -2241 ,9  м .

Известняки  продуктивной части  пласта  желтовато -серые , органогенно -обломочные , доломитизированные , пористые , мелкокавернозные , неравномерно нефтенасыщенные , средней  крепости . Доломиты  серовато -буро -черные , известковистые,  тонкокристаллические,  сильно кавернозные  (каверны открытые,  округлой  и щелевидной  формы , диаметром  до  20 мм ), пещеристые , с  горизонтальной  трещиноватостью  (по  трещинам  вязкая  нефть ), неравномерно  нефтенасыщенные  [4].

1.7 Физико -химические  свойства  нефти , газа  и  воды

По  данному объекту отобраны  и  проанализированы  пробы  из  скважины  

№  14 , одна глубинная  и одна поверхностная .

По результатам  исследований  этих  проб  и  расчётов : плотность  пластовой  нефти  – 899 ,0  кг/ м3,  давление насыщения нефти газом  при  пластовой  температуре  (510С ) –  5, 78  МПа, газосодержание  при  однократном  разгазировании – 20 ,60 м3 /т , динамическая  вязкость  пластовой нефти –  42,  мПа •с .

По  результатам  расчёта  дифференциального  разгазирования : плотность нефти составила  920 ,0 кг /м3 , газосодержание –  17 ,40  м3/ т , объёмный коэффициент –  1 ,042 , динамическая  вязкость разгазированной нефти  – 310 ,80  мПа •с.

Мольное содержание  компонентов в  смеси  газов , выделившихся  из  нефти после дифференциальном  разгазирования : сероводорода  – 0 ,85 %, углекислого  газа  – 0 ,21%,  азота +редкие  – 26, 96 %, гелия  – 0 ,037 %, метана  – 50, 99%,  этана  – 9 ,61 %, пропана  – 6 ,33 %, высших  углеводородов  (пропан  + высшие ) –  11 ,38 %. Относительная  плотность  газа  по  воздуху  – 0 ,865, а  теплотворная  способность  – 34853  кДж /м3  [5 ].

По товарной  характеристике  нефть  высокосернистая  (массовое  содержание серы  3, 25 %), смолистая  (9 ,00 %), парафиновая  (5 ,55 %). Объёмный  выход  светлых фракций  при  разгонке  до  300  0С  – 34, 0%.

Согласно  гидродинамической  и  гидрохимической  зональности  воды  продуктивных  пластов  О -2 , Б- 2  и В -1  Голубевского  месторождения  расположены  в  зоне  затрудненного  водообмена . Верхней  границей  служат  гипсово -ангидритовые отложения  гидрохимической свиты  казанского  яруса  верхней  перми , нижней  – глины  тиманского  горизонта  верхнего  девона . По  химическому  составу все они, согласно классификации  В.А.  Сулина , принадлежат  к хлоридно -кальциевому  типу .

Пласт  О -2 промышленно  нефтеносен . При опробовании ИП  пласта О -2  в  скважинах  10  и  14 получены  притоки  нефти,  в  скважинах  11 , 12, 13  - пластовой воды . Притоки  пластовой  воды  изменяются  от  2 ,3  м3  за  68  мин  в  скважине 13 ( интервал  опробования  2116 -2125  м ) до  4  м3  за  38 мин  в  скважине  12  (интервал опробования  2111 -2135  м ). Химический  состав  вод  пласта  О -2  на  Голубевском  месторождении изучался  во  всех  трех  скважинах , но  пробы  воды  оказались  опресненными фильтратом бурового раствора . Характеристика  химического  состава пластовых  вод  окского  надгоризонта  приводится  по  аналогии  с  одновозрастными  пластовыми  водами Утевского  месторождения .

Характеристика химического  состава  вод  пласта  О -2  Голубевского  месторождения  приводится  по  аналогии  с  одновозрастными  пластовыми  водами  соседнего  Утевского месторождения .

Плотность  вод  в  стандартных  условиях  составляет  1 ,1771  г /см3 ( в  пластовых  условиях  1 ,1593  г /см3 ), минерализация  270 ,78  г /дм3.  Вязкость,  определяемая по  палеткам , в  пластовых  условиях  в  среднем  равна 0 ,98 мПа• с . Содержание в воде ионов кальция  составляет  5 ,29  г /дм3 , магния 1 ,09  г /дм3 , сульфатов  1, 01  г/ дм3 , первая  соленость  92 ,4  %-экв . Пластовые  воды  характеризуются  низкой степенью  метаморфизации  (rNa /rCl  = 0 ,93).

Водорастворенный  газ  в  отложениях окского  надгоризонта  (пласт  О -3 ) изучался на  Грековском  месторождении . В  составе газа  CH4 -33 ,4 %, C2H6+ высшие -5 ,6 %, N2 -55 ,8 %, CO2 -3, 6 %. Газонасыщенность  - 122 см3 /дм3, общая упругость  газа  – 2, 5  МПа . Растворенные  в  водах  газы  характеризуются азотно -углеводородным  составом  [5].