4. Характеристика нефти и газа

Нефти палеозойских отложений на месторождениях Волго-Уральской провинции изменяются от очень тяжелых, плотность которых приближается к 1г/см³, сильновязких, с большим содержанием серы (до5%) и силикагелевых смол (до 28%), до очень легких, плотностью 0,793г/см³, с небольшим содержанием серы (до 0,31%), силикагелевых смол (0,78%), асфальтенов (0,1%) и с большим выходом легких фракций, кипящих до 300⁰С (до 70%).

Большое разнообразие свойств нефтей зависит как от тектонического строения

территории, так и от глубины залегания продуктивных горизонтов. Девонские нефти – наиболее легкие, менее сернистые, менее вязкие и характеризуются большим выходом

легких фракций по сравнению с нефтями вышележащих горизонтов. Каменноугольные нефти, как правило, тяжелее девонских, более вязкие, более сернистые, с большим содержанием смол и асфальтенов и с меньшим выходом легких фракций. Нефти пермских отложений в большинстве случаев тяжелые, более вязкие и главным образом более сернистые.

В целом в пределах Волго-Уральского региона ухудшение качества нефтей, увеличение плотности, сернистости, смолистости, уменьшение выхода легких фракций наблюдается в северо-западном направлении, т.е. в сторону регионального подъема слоев. Газонасыщенность палеозойских нефтей увеличивается в восточном и юго-восточном направлениях, т.е. в направлении погружения всего комплекса осадочных пород.

Газовые залежи (а также газовые шапки газонефтяных залежей) приурочены главным образом к пермским отложениям юго-восточной части территории. Газ по составу преимущественно метановый. Характерной особенностью газа пермских залежей является повышенное содержание в нем азота.

Газы месторождений западных районов характеризуются высоким содержанием метана (80-90%) и незначительным содержанием тяжелых углеводородов и азота.

Специфический состав имеют газы крупнейшего Оренбургского месторождения. Содержание метана в них около 84%, тяжелых углеводородов 7%, азота 4,5%, сероводорода 4,5%.

Условия залегания нефтяных пластов Южно-Орловского месторождения в обоих пластах одинаковы, характеризуются повышенными .пластовыми давлениями и температурами.' Нефти пластов Д), Д! и ДП близки по свойствам в пластовых условиях, характеризуются низкими значениями давления насыщения, .высокими - плотностью, средней вязкостью и пониженным газосодержанием.

Дегазированные нефти Бариновского месторождения сернистые (класс II), в основром парафиновые (вид П₂) и малосмолистые.

Таблица 3 - Характеристика нефти Бариноиского месторождения ([4]стр.310)

Пласт	Б0	Б2	В1	ДIII
Плотность, г/м^3	0,861	0,847	0,854	-
Содержание, вес. %: парафинов серы асфалытенов смол силикагелевых	7,0 1,8 1,4 9,1	5,3 1,5 2,2 7,5	5,0 1,3 2,2 7,5	5,8 0,5 0,4 2,3
Вязкость, мПа с, при 20°С.	13,4	9,6	10,0	3,9
Фракционный состав, %: до 150 °С до 200 °С до 300 °С	17,0 27,0 45,0	19,0 29,0 50,0	23,0 36,0 59,0	23,0 36,0 59,0