Пласт Т

В 1972 г. из скв. 73 Кокуйского поднятия отобрали 4 пробы пластовой нефти, которые оказались непредставительными, т.к. вместе с нефтью содержался свободный газ. В 2001 г. были получены 5 глубинных и одна устьевая пробы нефти из скв. 2103. Отбор проб производился после отдувки скважины компрессором, и давление отбора значительно отличалось от пластового (соответственно, 9.0 и 16.6 МПа) и было ниже первоначального давления насыщения. Поэтому полученные пробы представляли собой нефть на стадии дегазирования при Р_нас.= 8.9-9.2 МПа.

На основании близости свойств и состава поверхностных нефтей из турнейской и радаевской залежей на Кокуйском поднятии параметры турнейской пластовой нефти были приняты по нефти пласта Мл.

Учитывая это, полученные данные по частично дегазированным пробам из скв. 2103 сопоставили с графиком разгазирования пластовой нефти из пласта Мл. В результате чего подтвердилось ранее сделанное предположение о близости свойств пластовых нефтей в этих залежах. Поэтому достоверные параметры пластовой нефти из турнейской залежи определили по графику разгазирования частично дегазированных проб путем интерполяции до Р_нас.= 12.83 МПа (среднее по пласту Мл).

Параметры, полученные по собственным пробам, приняты для пласта Т на Кокуйском поднятии следующие:

- давление насыщения – 12.83 МПа;

- газосодержание – 104 м³/т;

- объемный коэффициент – 1.209;

- плотность нефти:

- в условиях пласта – 0.783 г/см³;

- в нормальных – 0.857 г/см³;

- вязкость нефти:

- динамическая – 2.1 мПа.с;

- кинематическая – 10.46 мм²/с.

Поверхностную нефть отбирали также из скв. 73, 75, 76, 615, 629, 2161, 4005. Всего анализу подвергли 8 представительных проб, плотность в которых изменялась от 0.859 до 0.882 г/см³ и в среднем по залежи составляет 0.873 г/см³. Как указано ранее, по содержанию компонентов, выходу светлых фракций, выкипающих до 300 ⁰С, плотности, вязкости нефть турнейского яруса близка вышеописанной нефти пласта Мл.

Из отложений турнейского яруса на Мазунинском поднятии пластовые флюиды изучены в скв. 334. Все 4 проанализированные пробы оценены как представительные. Давление насыщения нефти газом в среднем равно10.2 МПа, газонасыщенность – 81.4 м³/т, плотность и вязкость в пластовых условиях – 0.797 г/см³ и 3.18 мПа×с, после потери газа соответственно 0.856 г/см³ и 9.72 мм²/с.

На устье этой же скважины получена нефть средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая, со средним содержанием светлых фракций и средней температурой застывания. Сопутствующий нефти газ дифференциального дегазирования содержит большое количество углеводородов (60% метана, около 35% его гомологов), азота в нем лишь 3.8%, сероводород не обнаружен. Необходимо провести дополнительные специальные исследования по отбору проб газа и определению в нем сероводорода