С в о й с т в а и с о с т а в н е ф т и, г а з а и в о д ы.

В период разработки Буруновского месторождения 1949 - 1954 г.г. проб нефти, газа и воды было отобрано малое количество. Поэтому при изучении физико-химических свойств флюидов были использованы также результаты анализов проб аналогичных месторождений Кинзебулатовской группы.

Параметры пластовой нефти не были определены ввиду того, что ЦНИПР НПУ “ Ишимбайнефть “ не имел соответствующей аппаратуры. Вязкость пластовой нефти была определена графическим путем - 35 мПа.с., расчетное значение давления насыщения 1,2 МПа.

По данным весьма ограниченного объема исследований поверхностных проб, нефть данного месторождения относится к тяжелым с удельным весом 0,943 гсм^з, сернистым (3,6%), высоковязким (при 20^оС не течет). Содержание кокса 8,4%, силикагелевых смол до 70%, выход фракций до 300^оС - 25%.

Начальный газовый фактор по промысловым замерам 12,5 м^з/т.

Данные анализа растворенного в нефти газа не сохранились, но нет сомнений, что он будет близок к газу Карлинского месторождения с удельным весом до 1,252 кгм^з, с содержанием сероводорода 4-5%, СО2 - 2-3% и азота 3-5%.

Пластовая вода с низкой минерализацией. Среднее значение удельного веса воды 1,0337 гсм^з, с общей минерализацией до 150 мг-экв100г., хлор-кальциевого и хлор-магниевого типа. Результаты химического анализа пластовых вод приведены в таблице 2.8

На границе воды и нефти зона окисленной нефти не отмечена.