Геологическая характеристика Приразломного месторождения

1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Характеристика района работ 

 
Приразломное месторождение  расположенное западнее Салымского месторождения (рис.1.1), открыто в 1982 году в результате испытания скважины 154, давшей промышленный приток нефти дебитом 4,8 м3/сут на штуцере 2 мм, из горизонта   БС4-5. 
Балансовые и извлекаемые  запасы нефти и растворенного  газа Приразломного месторождения  подсчитаны Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеологии и  утверждены ГКЗ СССР в 1985 году. В  разработку месторождении введено в 1986 году. 
Приразломное месторождение  расположено в центральной части  Западно-Сибирской равнины в зоне промышленной добычи нефти, где эксплуатируются  такие крупные месторождения, как  Усть-Балыкское, Правдинское, Мамонтовское и другие. 
В административном отношении  оно принадлежит Ханты-Мансийскому  району, Ханты - Мансийского автономного  округа Тюменской области. 
Месторождение удалено  на 90 км к востоку от города Ханты -Мансийска и на 70 км к западу, от города Нефтеюганска. 
К югу от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой – Челябинск – Новополоцк и нефтепроводы Усть - Балык – Омск. 
Район месторождения  представляет собой слаборасчленённую, заболоченную равнину. 
Гидрографическая сеть представлена реками Обь, Большой Салым, Малый Салым. Река Обь протекает с востока на запад севернее месторождения и является основной водной артерией. 
В районе много озёр. Месторождение  расположено  в зоне многолетнемёрзлых  пород, имеющих преимущественно  прерывистое строение. На сопредельных территориях толщина их составляет 15 - 40 метров. 
Климат района резко  континентальный с продолжительной  зимой и коротким летом. Снежный  покров держится 180 - 190 дней и достигает  толщины 1,5 метра. 
Населённые пункты расположены, преимущественно, по берегам рек. Завоз основного объёма оборудования и материалов на площадь работ осуществляется автомобильным, железнодорожным и воздушным транспортом. В близи месторождения проходит автотрасса Ханты-Мансийск – Тюмень, а также железная дорога. Ближайшие станции Пыть-Ях, Островная, Куть-Ях расположенные к югу и юго-востоку от месторождения. В городе Нефтеюганске имеется аэропорт. 
Основным источником питьевого и хозяйственного водоснабжения  служат подземные воды атлымского горизонта (подмерзлотные воды), являющиеся в санитарном отношении идеально чистыми. 
Приразломное нефтяное месторождение находится на первой стадии разработки. Разработку месторождения  осуществляет НГДУ «Правдинскнефть» (п.г.т. Пойковский), входящее в состав Открытого  Акционерного Общества «Юганскнефтегаз» (г. Нефтеюганск).           
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
 

История освоения района 

 
  
Приразломное месторождение  открыто в 1982 году. Это, по существу первое крупное месторождение в  ОАО «Юганскнефтегаз», имеющее залежи литологического типа. 
Месторождение многопластовое, нефтеносность приурочена к семи пластам – А111, А211, БС1, БС4-5, БС5, ачимовской толще и пласту Ю0. Однако лишь горизонт БС4-5 представляет интерес рентабельной разработки. В нём сосредоточенно 95,0% извлекаемых запасов нефти категории С1. 
Разбуривание месторождения началось в 1987 году по проектному документу «Технологическая схема разработки Приразломного месторождения», СибНИИНП 1984г., утверждённая протоколом № 1087 ЦКР МНП от 24.07.87г. (1), с корректировкой технологических показателей разработки по проектному документу «Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения», СибНИИНП 1987г. (3). 
С 1989 года месторождение разрабатывалось  по проектному документу «Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах», СибНИИНП 1989г., утверждённые ЦКР Главтюменьнефтегаза – протокол № 107 от 7.04.89 года (4). 
В мае 1990 года был составлен проектный  документ «Комплексная технологическая  схема разработки Приразломного месторождения», СибНИИНП 1990г. (5), которая явилась первым крупным проектным документом составленным на всё месторождение. 
Данная работа была утверждена ЦКР МНГП от 16.01.91года, протокол № 1397. Основные проектные решения рекомендуемого к внедрению варианта: 
 

основной объект разработки БС4-5; 
максимальный проектный уровень добычи нефти 3500 тыс. т; 
общий проектный фонд составил - 3107 скважин; 
основной способ эксплуатации механизированный

(ШГН-70%, ЭЦН-20%, ЭДН-10%); 
  
В конце 1990 года в связи с изменением границ зоны приоритетного природоиспользования была составлена «Дополнительная записка к комплексной технологической схеме разработки Приразломного месторождения», 1990г. СибНИИНП, так как возникла необходимость пересмотра показателей разработки с поправкой на изменение границ, но вскоре снова вернулись к проектному документу (5), после пересмотра границ природоиспользования. 
В 1996 году был составлен  новый проектный документ «Уточнение технологических показателей разработки по площади обустройства Приразломного месторождения», 1996г. Тюмень, ТОО «Тэрм», который учитывал проведение массовых ГРП на Приразломном месторождении, но так как он не был утверждён, то на сегодняшнее время разработка осуществляется в соответствии с проектным документом (5).   
  
Темпы разбуривания 
  
Месторождение разбуривается  с 1987 года. На 4-й год (1990г.) объём бурения  составил 422 тыс. м (из бурения было принято 125 скважин), максимальный был, достигнут  в 1991 году – 471 тыс. м (принято 155 скважин). В 1994 – 95 годах бурение резко сократилось. Например, в 1994 году объём бурения составил 118 тыс. м., что в 4 раза меньше максимального, в 1995 году – 158 тыс. м, что в 3 раза меньше максимального (54 скважины). За 1996 год пробурено менее 70 тыс. м (39 скважин) при годовом плане 84 тыс.м. 
Темпы бурения низкие, годовой объём  бурения составляет на 1996 год 3% от оставшегося. 
На 1997 год объём бурения составлял 63 тыс. м (35 скважин), а в 1998 году – 51 тыс. м (28 скважин). 
  
Дебиты  скважин  
  
Входной дебит разведочной скважины был достаточно высоким – 21 т/сут, по эксплуатационным скважинам входные дебиты были существенно ниже. В период 1991 – 1994 г.  они составляли 6 - 10 т/сут. в 1995 году средний дебит нефти по новым скважинам составил за первые 1 месяцев 9,6 т/сут. Средний дебит нефти за 11 месяцев 1996 года составил 16,6 т /сут, дебит жидкости – 18,1 т/сут. В 1997 году средний дебит составил 19,7 т/сут, дебит по жидкости – 21,3 т/сут. 
В 1998 году по прежнему продолжается рост дебита нефти, который составил на конец  года по нефти – 20,3 т /сут, по жидкости – 22,7 т/сут. 
В динамике среднего дебита нефти  отмечалась тенденция снижения с 20,9 т/сут в 1986 году до 10,8 т/сут в 1992 году. С 1993 года средний дебит нефти  растёт. Это связано с увеличением  объёмов гидроразрыва пласта, который обеспечивает хорошие результаты. 
  
Обводнённость продукции 
  
Добываемая продукция начала обводняться  с 1988 года. К 1990 году процент обводнения составил уже – 3,49%. За 1992 год обводнённость  повысилась незначительно и составила  – 5,24%. 1993 год – процент воды продолжает медленно расти и к 1994 году он вырос ещё на 1,54% и составил соответственно 6,78%. 
В период с 1994 по 1996 года процент воды не изменился, даже не существенно снизился, а к 1997 году обводнённость продукции  составила 7,39%. К концу 1999 года процент воды содержащийся в добываемой продукции составляет – 16,1%. 
В основном фонд малообводнён, безводных  скважин около 6%. 
  
Закачка воды 
  
По состоянию на 1.12.1998г. нагнетательный фонд составлял 158 скважин. Соотношение  добывающего и нагнетательного фонда – 3,9:1,0. 
Объём закачки за 1997г. – 4444 тыс. м3, за 1998г. – 5477 тыс. м3. 
В центральной части основные нагнетательные ряды трёхрядной системы в основном сформированы, в южной же части  система заводнения полностью пока не сформирована. 
  
  
  
  
Основные  показатели разработки по месторождению 
(по состоянию на 1.12.1998 год) 
  
  
Добыча нефти…………………………………………….3294,5 тыс. т 
Добыча нефти накопленная…………………………..19148,9 тыс. т 
Дебит нефти…………………………………………………..20,3 т/сут 
Дебит жидкости……………………………………………..22,7 т/сут 
Добыча жидкости……………………………………….3671,4 тыс. т 
Добыча жидкости накопленная……………………..20609,1 тыс. т 
Обводнённость………………………………………………………10,3% 
Закачка воды………………………………………………5477,0 тыс.м3 
Закачка воды накопленная…………………………….31488,0 тыс.м3 
Действующий фонд добывающих скважин………………………533 
Действующий фонд нагнетательных скважин…………………158 
  
Вывод: 
  
Расположение района работ в холодной климатической  зоне налагает трудности в осуществлении  производственных процессов на Приразломном месторождении. 
Разработка месторождения осуществляется согласно проектным документам, где одним из способов добычи нефти предусмотрен механизированный, с помощью погружных установок ЭЦН. Особенности  климата позволяют эксплуатировать электроцентробежные насосы на месторождении. 
Дебиты скважин достаточно высоки, продукция имеет незначительный процент воды, поэтому внедрение УЭЦН на Приразломном нефтяном месторождении целесообразно. 
Таким образом, Приразломное месторождение находится в начальной  стадии своего освоения. Потенциал  месторождения требует уточнённой оценки с учётом применения современных технологий разработки. 
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
2.1 Геологическая  характеристика месторождения 
  
В геологическом строении Приразломного месторождения принимают участие породы доюрского фундамента и мезозойско-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла. 
Доюрские образования  толщиной 107 метров вскрыты в скважине 184. Верхняя часть толщиной 40 метров представлена туфоаргиллитами. Нижняя - кварцевыми порфиритами и порфиритами среднедевонского возраста. 
 В состав платформенного  чехла входят терригенные отложения  юрской, меловой, палеогеновой и  четвертичной систем (см. рисунок  2.1), общей толщиной 3320 метров. 
Нижнемеловые отложения готерив-баремского возраста продуктивны. Представлены неравномерным по толщине переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин. 
В тектоническом отношении  Приразломное месторождение приурочено к Салымской моноклинали, имеющей  субмеридиональное простирание. На востоке через неглубокий прогиб она сочленяется с юго-западным погружением Сургутского свода. 
Салымская моноклиналь  осложняется структурами второго  порядка: на севере Салымское куполовидное поднятие и Пойкинский вал, на юге  – Верхне-Салымское куполовидное поднятие. Разделяются они между собой Милясовской котловиной. 
Приразломное нефтяное месторождение  приурочено к группе малоамплитудных  локальных структур 4-го порядка  и меньше, осложняющих Салымское  куполовидное поднятие. 
В районе скважины 160 отмечается Чусинская приподнятая зона, замыкающаяся сейсмоизогипсой – 2875 метров, имеющая субширотное простирание. 
Для всех структур свойственен унаследованный характер развития с постепенным  выполаживанием структур вверх по разрезу.  
По данным Главтюменьгеологии в  меловое время отмечалось инверсионное развитие структур. Наличие инверсий, по-видимому, связано с активным прогибанием Салымской моноклинали в это время и резким вздыманием центральной части Сургутского свода. 
Такое активное, резконаправленное  тектоническое развитие структур, несомненно, повлияло на распределение углеводородов в залежах пластов неокома. 
На Приразломном месторождении  к песчаным фациям нижнемеловых отложений  приурочены залежи нефти пластов  А111, А211, БС1, БС15, ачимовской толщи и горизонта БС4-5.  
Горизонт БС4-5 является основным продуктивным горизонтом Приразломного месторождения. Содержит 95-97% извлекаемых запасов нефти категории С1, утверждённых ГКЗ СССР. 
Горизонт БС4-5 имеет довольно сложное строение и представляет совокупность песчаных пластов Б14, Б24, Б15, Б25, образующих единую гидродинамическую систему. 
Литологический состав пород, слагающих  продуктивные отложения горизонта, представлен переслаиванием аргиллита, алевролита и песчаника. 
Песчаники серые, светло-серые, буровато-серые в зависимости от степени нефтенасыщенности, мелко и среднезернистые, среднесцементированные, слюдистые. 
Структура псаммитовая, чаще алевропсаммитовая. Текстура однородная или слоистая. 
Алевролиты по вещественному составу  сходны с песчаниками.

Переслаивание песчаника и алевролита не всегда чёткое. Иногда наблюдается постепенное замещение песчаника алевролитом и наоборот. 
Аргиллитовые прослои линзовидные, маломощные и приурочены, в основном, к подошве пласта. 
Цемент по составу кварцево-хлористый. Часто отдельные поры заполнены кальцитом. 
Средняя общая толщина горизонта  составляет 35 метров. Отмечается общее  увеличение толщины горизонта в  его северо-западном погружении, где  в скважине 222 она составляет 50 метров. 
В центральной части месторождения, в районе скважин 47, 154, 193, 198, 221, 222, 314 отмечается зона развития монолитного песчаного слоя толщиной 3 и более метров. 
Коллекторы горизонта БС4-5 низкопроницаемые. Проницаемость по керну 14 мд, пористость - 0,18, расчленённость - 4,2. 
Покрышкой над горизонтом БС4-5 служит глинистая пачка толщиной в среднем 38 метров. 
В составе горизонта  БС4-5 выделяется две залежи нефти: Приразломная (основная) и залежь в районе скважины 191 (северная). 
Приразломная (основная) залежь ограничена, в основном, линией глинизации. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах залежи изменяются от 1,0 метра в скважине 219 до 21,8 метра в скважине 222. 
Горизонт БС4-5 на Приразломной залежи был испытан в 25-ти скважинах. В 5-ти скважинах дебиты нефти от 4,8 м3/сут до 36,1 м3/сут были получены через 2 и 6мм штуцера. 
ВНК не вскрыт. По комплексу  данных испытаний ГИС и керна  ВНК на Приразломной залежи принимается  условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 221 на абсолютной отметке – 2549,2 метра. 
Размеры залежи 55,4 х 7,25км, высота 187 метров. По типу залежь литологически экранированная. 
Залежь в районе скважины 191 (северная) с юга и юго-востока ограничена линией глинизации. С севера и северо-запада оконтурена линией ВНК. 
Залежь была вскрыта 2-мя разведочными скважинами 190 и 191, эффективная нефтенасыщенная толщина, в которых составляет 1,6 и 9,8м соответственно. 
ВНК залежи не вскрыт, принимается  условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 190 на отметке  – 2598м. 
Размеры залежи 10,3 х 4км, высота 33 метра, по типу залежь литологически экранированная. 
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
                                      2.2 Продуктивные пласты 
  
  
Приразломное месторождение  открыто в 1982 году и является крупным  по объёму запасов, многопластовым месторождением. 
Продуктивность выявлена в шести пластах (А111, А211, Б1, горизонт Б4-5, ачимовская толща – пласты Ач1-2-3, Ач4) из которых основным объектом разработки является горизонт Б4-5, содержащий около 95% всех извлекаемых запасов нефти по категории С1. 
  
Горизонт  Б4-5 
  
Продуктивный горизонт Б4-5 характеризуется низкими коллекторскими свойствами (проницаемость по керну составляет 15мд, пористость - 0,18, расчленённость – 4,2) расчленённостью и литолого-фациальной изменчивостью отдельных прослоев, линзовидностью, особенно в нижней части разреза горизонта. 
Литологически пласт  БС4-5 представлен частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, причём в нижней части продуктивного интервала песчаники развиты преимущественно в виде изолированных тел различных размеров и сравнительно небольшой толщины, а в верхней части прослеживается монолитный площадной характер их распространения. Горизонт состоит из двух литологически экранированных залежей – основной и северной. 
Основная залежь имеет  в плане заливообразную форму, которая расширяется и раскрывается в северном направлении. Ограничена линией глинизации. 
Глубина залегания 2430 – 2720 м. Размеры залежи составляют 55 х 30 км. ВНК не зафиксирован и принят условно на абсолютной отметке – 2528 м.  
Северная залежь вскрыта  двумя разведочными скважинами №190 и 191, эффективная нефтенасыщенная толщина, в которых составляет соответственно 1,6 и 9,8 м. ВНК принят условно на абсолютной отметке – 2528 м. Размеры залежи 10,3 х 4 км. В скважине №191 получен приток безводной нефти дебитом 6,7 м3/сут. 
Средняя толщина пласта составляет 11,8 м. Максимальная насыщенная толщина достигает 32 м. Основные геолого-физические параметры пласта БС4-5 приведены в таблице 2.2. 
  
Таблица 2.2 
  
Геолого-физическая характеристика горизонта БС4-5  
  
Глубина залегания кровли пласта                                                   2430-2720 м 
Тип залежи                                                        литологически экранированная 
Тип коллектора                                                                терригенный поровый 
Абсолютная отметка ВНК (условно)                                                  2559,2 м 
Средняя нефтенасыщенная толщина                                                      11,8 м 
Средняя проницаемость                                                                             15 мд 
Средняя пористость                                                                                     18% 
Средняя нефтенасыщенность                                                                     71% 
Начальное пластовое давление                                                             25,4 Мпа 
Давление насыщения                                                                              10,8 Мпа  
Пластовая температура                                                                             800С 
Вязкость нефти в пластовых  условиях                                            1,34 Мпа с 
Газовый фактор                                                                                       68 м3/т 
Плотность нефти в поверхностных условиях                                   855 кг/м3 
Содержание серы в нефти                                                                         0,9%  
Содержание парафина в нефти                                                               3,35% 
Содержание смол и  асфальтенов в нефти                                             7,63% 
Температура застывания нефти                                                                -60С 
  
  
Ачимовская  толща 
                      
Пласт Ач1-2-3  
  
В 1987г. в процессе доразведки была доказана промышленная нефтеносность  пласта Ач1 и Ач2-3. 
   Залежь пласта расположена в юго-западной части месторождения, на склоне структуры, в плане с основной залежью пласта БС4-5 не совпадает.  
По типу  залежь литологически экранированная. Эффективная нефтенасыщенная толщина пачки Ач1 варьирует от 0 до 7,2 м, пачки Ач2-3 от 0 до 18,5 м.  
Основные геолого-физические параметры  пласта Ач1-2-3 в целом представлена в таблице 2.3. 
  
Таблица 2.3 
Геолого-физическая характеристика пласта Ач1-2-3 
  
Глубина залегания кровли пласта                                                   2590-2640 м 
Тип залежи                                                     литологически - экранированная 
Тип коллектора                                                                терригенный поровый 
Абсолютные отметки ВНК                                                            2780-2790 м 
Средняя нефтенасыщенная толщина                                                      9,93 м 
Средняя проницаемость                                                                              12 мд 
 Средняя пористость                                                                               16-18% 
Средняя нефтенасыщенность                                                                      60% 
Пластовая температура                                                                              970С 
Вязкость нефти в  пластовых условиях                                            0,82 Мпа с 
Газовый фактор                                                                                         55 м3/г 
Плотность нефти в  поверхностных условиях                                   840 кг/м3 
Содержание серы в  нефти                                                                        1,08% 
Содержание парафина в нефти                                                                2,36% 
Содержание смол и асфальтенов  в нефти                                              7,71% 
Температура застывания нефти                                                                -60С 
  
  
Пласт Ач4  
  
Нефтеносность пласта выявлена в 1984г. в процессе испытания разведочной  скважины №161. 
   Залежь имеет размеры 42 х 17 км и в плане охватывает территорию площадок ДНС-1, ДНС-2 и ДНС-3. Участок залежи с запасами категории С1, где расположены 14 добывающих на пласт Ач4 скважины (кроме скважины №37 К), расположен в пределах площадки ДНС-1. 
Основные геолого-физические параметры пласта Ач4 представлены в таблице 2.4. 
  
Таблица 2.4 
Геолого-физическая характеристика пласта Ач4 
  
Глубина залегания кровли пласта                                                             2815м  
Тип залежи                                                        литологически экранированная 
Тип коллектора                                                                терригенный поровый 
Абсолютные отметки  ВНК                                                                     2897 м 
Средняя нефтенасыщенная  толщина                                                    16,75 м 
Средняя проницаемость                                                                               5 мд 
Средняя пористость                                                                                     16% 
Средняя нефтенасыщенность                                                                54-56% 
Пластовая температура                                                                             970С 
Вязкость нефти в пластовых  условиях                                            0,82 Мпа с 
Газовый фактор                                                                                       70 м3/т 
Плотность нефти в поверхностных  условиях                                   856 кг/м3 
Содержание серы в нефти                                                                        1,08% 
Содержание парафина в нефти                                                                2,36% 
Содержание смол и асфальтенов  в нефти                                              7,71% 
Температура застывания нефти                                                                 -60С 
  
  
Пласты А111,А122,Б1  
  
Залежи пластов А111 и А112 пластовые сводовые, разделённые между собой глинистой перемычкой толщиной 4 - 15 м. Эффективные средние нефтенасыщенные толщины пластов составляют соответственно 5м и 1,07м.  Коллекторские свойства пласта низкие, залежь недоразведана. 
Залежь пласта Б1 литологически экранированная. Эффективная средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,85м. Коллекторские свойства пласта низкие, залежь недоразведана. 
Залежи пластов А111,А112 и Б1на современном этапе разработки месторождения интереса не представляют. Это залежи отдалённого будущего. 
  
  
  
  
  
2.3 Свойства  пластовых жидкостей и газов 
  
  
На месторождении глубинные  пробы нефти были отобраны из пластов  БС4-5 (19 скважина), разгазированные нефти представлены анализами поверхностных проб из пластов АС11, БС1, БС4-5 и Ю0. Отбор и исследование нефти проведён институтом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Юганскнефтегаз». Наиболее полно исследованы нефти пласта БС4-5. 
Глубинные пробы жидкости отбирались с помощью пробоотборника типа ВПП-300. Методическое обеспечение  исследований соответствовало требованиям  отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой  нефти».

Поверхностные пробы  нефти отбирались с устья добывающих скважин. Анализ проб выполнен по типовым стандартным методикам. 
Компонентный состав газа определяли при однократном  и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании. 
Свойства пластовой  нефти горизонта БС4-5 исследованы методом однократного разгазирования. 
Нефть находится в  условиях повышенных пластовых давлений (28 Мпа) и температур (1000С). Давление насыщения в 2 раза ниже пластового и изменяется в диапазоне 9-13,8 Мпа. Свойства нефти в пределах пласта изменяются незначительно. Газосодержание выше среднего для данного типа залежей и изменяется в пределах 69 - 97 м3/т. 
В таблице 2.5 представлены сведения о компонентном составе  нефти и нефтяных газов. В составе  пластовой нефти содержание метана 22,67%. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над их изомерами. Нефтяной газ высокожирный. 
Разгазированная нефть  пластов АС111, БС1, БС4-5, Ю0 сернистая, парафинистая. Выход фракции до 3500С в нефти пластов А111 и 300 больше 45%, в нефти отдельных пластов от 45% до 54,9%. 
Нефть пласта БС1 смолистая, тяжёлая, у остальных пластов нефти малосмолистые, средней плотности. 
Нефть пласта БС4-5 маловязкая, пластов АС111, Ю0  средней вязкости. 
Для составления технической  схемы были приняты значения газового фактора, объёмного коэффициента и плотности нефти, приведённые в таблице 2.6. 
Указанные параметры  были получены при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании пластовой  нефти. 
Численные значения газового фактора, объёмного коэффициента и  плотности нефти приведены к  стандартным условиям (0,1 Мпа и 200С). 
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
Компонентный  состав нефтяного газа, разгазированного и пластовой нефти (мольное содержание, %) Приразломного месторождения 
  
Таблица 2.5