Пласт Срп

Глубинные пробы нефти из пласта получены из скв. 70, для пересчета приняты параметры ступенчатой дегазации нефти и газа, полученные по корреляционным уравнениям.

Данные дифференциального дегазирования, полученные в пересчете по экспериментальным данным, следующие:

- давление насыщения – 8.7 МПа;

- газосодержание – 84 м³/т;

- объемный коэффициент – 1.203;

- плотность пластовой нефти – 0.785 г/см³;

- разгазированной нефти – 0.853 г/см³;

- динамическая вязкость – 1.70 мПа×с;

- кинематическая вязкость – 10.19 мм²/с.

Свойства сепарированной нефти изучали по 10-ти пробам из скв.70, 74, 309, 410, 419, 420, 428, 1913, 3062, 3063. Нефть из всех скважин близкого качества: средняя по плотности, вязкая, смолистая, высокосернистая.

Газ дифференциального дегазирования малометановый, высокожирный (С_2+высш 30 %), малоазотный. Содержание сероводорода в газе 0.92%.

Компонентный состав свободного газа изучали по пяти пробам из скв. 309, 410, 420, 428. Содержание метана в среднем составило 72.9%, азота – 6.37%, сероводорода – 0.60%.

Пласты Тл_1-а, Тл_1-б, Тл_1-в

Глубинные пробы нефти на Мазунинском поднятии отбирали при совместном испытании пластов Тл_1-в и Тл_2-а в 1964 г. в скв. 16 и в 1967 г. в скв. 6. В скв. 16 все 6 проб имели давление насыщения значительно ниже (6.05 - 9.2 МПа), чем в скв. 6, из которой получены пробы, характеризующиеся давлением насыщения 13.3 - 13.8 МПа (2 пробы) и 15.0 - 15.3 МПа (3 пробы). Три последние пробы признаны представительными.

Результаты исследования качественных проб показали, что при давлении в среднем 15.12 МПа из нефти начинает выделяться газ, количество которого при дифференциальном разгазировании достигает 104.2 м³/т. По составу газ малометановый, малоазотный, высокожирный. Нефть при пластовых давлениях и температуре облегчена (плотность 0.795 г/см³), маловязкая (2.32 мПа×с), после дегазирования плотность ее увеличивается до 0.857 г/см³, вязкость – до 12.92 мм²/с, объем уменьшается в 1.202 раза.

Нефть в поверхностных условиях изучена из этих же пластов и скважин, а также из пласта Тл_1-в в скв. 11. По свойствам и составу как смешанная нефть (пласты Тл_1-в+Тл_2-а), так и нефть в пласте Тл_1-в идентичны: средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая, с высоким выходом светлых фракций. Поэтому можно предположить, что во всех тульских пластах на Мазунинском поднятии нефть близкого качества. Это позволяет свойства пластовой нефти и параметры выделенного из нее газа в пластах Тл_1-а, Тл_1-б, Тл_1-в принять по нефти и газу пластов Тл_1-в+Тл_2-а.

Пласты Тл_2-а и Тл_2-б

Наиболее полно пластовыми пробами представлен нижний тульский пласт Тл_2-б. Пласт Тл_2-а изучен недостаточно.

На Лужковском поднятии пробы пластовой нефти отобраны из Тл_2-а в скв. 36 с разных глубин. В интервале 1596 - 1599 м две пробы имели давление насыщения близкое к пластовому и оценены как представительные. При дифференциальном дегазировании из каждой тонны нефти выделяется 122.4 м³ газа. В условиях пласта нефть легкая (плотность 0.754 г/см³), маловязкая (1.16 мПа×с). Объем нефти после дегазации уменьшился в 1.237 раза. Приняты следующие параметры:

- газонасыщенность – 122.4 м³/т;

- вязкость пластовой нефти – 1.16 мПа×с;

- объемный коэффициент – 1.237;

- плотность разгазированной нефти – 0.834 г/см³.

Поверхностная нефть из пласта Тл_2-а исследована в этой же скважине. Она несколько тяжелее разгазированной (средняя по плотности), вязкая (13.7 мм²/с), смолистая (7.42%), парафинистая (3.76%), сернистая (1.2%), с высоким содержанием светлых фракций, выкипающих до 300 ⁰С (48%), с такой же температурой замерзания (+3 ⁰С). Из пласта Тл_2-б изучена проба поверхностной нефти в скв. 2164. Нефть также средней плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая, имеет высокую температуру замерзания (+5 ⁰С), наполовину состоит из бензино-керосиновых компонентов.

На Макаровском поднятии глубинные пробы нефти отбирали из пласта Тл_2-б в скв. 90 и 97. Рассчитанные из усредненных данных контактного дегазирования нефти, параметры дифференциального дегазирования в пластах Тл_2-а и Тл_2-б следующие:

- газосодержание – 120.9 м³/т;

- объемный коэффициент – 1.267;

- плотность пластовой нефти – 0.773 г/см³;

- разгазированной нефти – 0.853 г/см³;

- вязкость пластовой нефти – 1.15 мПа×с;

- разгазированной нефти – 8.51 мм²/с.

В поверхностных условиях нефть изучена в скв. 93 (пл. Тл_2-а + Тл_2-б) и 97 (пл. Тл_2-б). Нефть средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая с высоким содержанием легких компонентов.

На Веслянском поднятии глубинные пробы нефти из тульских отложений отобраны в скв. 86 (пл. Тл₁) и в скв. 85 (пл. Тл_2-б). Из качественных проб газ начинал выделяться при значительном снижении давления по отношению к пластовому (до 7.05 - 6.3 МПа). В 4-х представительных пробах при пластовых давлении и температуре нефть легкая (плотность
0.789 г/см³), маловязкая (1.74 мПа×с).

Разгазирование пластовой нефти проводили лишь методом однократного дегазирования. Для получения необходимых параметров произведен их пересчет на условия дифференциального дегазирования. Получены следующие усредненные характеристики:

- газонасыщенность – 69.6 м³/т;

- объемный коэффициент – 1.144;

- плотность разгазированной нефти – 0.841 г/см³;

- кинематическая вязкость – 12.16 мм²/с.

Сепарированная нефть проанализирована в скв. 84, 85 и 535. Нефть во всех скважинах близкого качества, плотность и вязкость меняются незначительно (0.852-0.862 г/см³ и 8.11-13.21 мм²/с).

В целом нефть средней плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, высокосернистая, с высоким содержанием легких компонентов, имеет довольно высокую температуру замерзания (от -2 до -9 ⁰С).

На Кокуйском поднятии тульская нефть представлена пробами только из пласта Тл_2-б: в скв. 79 (5 проб, 1 представительная), 89 (5 проб, 4 представительных) и 611 (3 пробы, 1 представительная). Усредненные параметры дифференциального дегазирования следующие:

- газонасыщенность – 105.1 м³/т;

- объемный коэффициент – 1.226;

- плотность разгазированной нефти – 0.864 г/см³;

- кинематическая вязкость – 12.57 мм²/с.

Сепарированную нефть отбирали из этих же скважин (4 пробы), и, как показали исследования, она оказалась однотипной и характеризуется как средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая.

Свойства нефти в тульской залежи из района скв. 68 не изучены. На Кокуйском поднятии визейские нефти однотипны, а бобриковская нефть из скв. 68 по всем своим параметрам идентична одновозрастной нефти Кокуйского поднятия. Поэтому для расчетов по пласту Тл_2-б в районе скв. 68 приняты физико-химические характеристики одновозрастной нефти Кокуйского поднятия.

На Ясыльском поднятии из пласта Тл_2-б проанализированы 3 пробы пластовой нефти в скв. 67, все пробы представительные.

Сепарированная нефть исследовалась в этой же скважине, по свойствам она тяжелее (плотность 0.876 г/см³) и более вязкая (20.54 мм²/с), чем разгазированная.

На Губановском поднятии из тульских отложений пластовые флюиды не отбирали. Физико-химическая характеристика нефти и газа пласта Тл_2-б Губановского поднятия принята по суммарной нефти пластов Бб₂₊₃+Мл собственного поднятия.

В районе скв. 61 была исследована одна проба, отобранная на устье, результаты ее анализа показали, что нефть легкая (0.783 г/см³), маловязкая (1.75 мм²/с), малосмолистая (2.7%), малосернистая (0.41%), обогащена легкими фракциями (74%). Параметры пластовых флюидов для пласта Тл_2-б в районе скв. 61 приняты по нефти и газу в скв. 116 Ординского поднятия, т.к. характеристики в поверхностных условиях идентичны.

На Ординском поднятии отобрана качественная глубинная проба нефти в скв. 162 из пласта Тл_2-а в 1975 г. Нефть легкая (0.766 г/см³), маловязкая (1.30 мПа×с), после выделения из нефти 92.4 м³/т газа усадка до 0.835 г/см³, вязкость увеличивается до 11.22 мм²/с, объемный коэффициент – 1.19.

В поверхностных условиях нефть легкая (плотность – 0.849 г/см³), вязкая (19.00 мм²/с), малосмолистая (7.7% смол), парафинистая (>5%) парафина, сернистая (1.5% серы) и более половины (51%) светлых фракций.

Сопутствующий нефти газ углеводородного состава: метана – 57.5%, его гомологов – 38%. На долю азота приходится лишь 3.8%. В газе обнаружено 0.21% сероводорода.

Из залежи пласта Тл_2-б на Ординском поднятии пластовые флюиды не отбирали. Поскольку в залежи имеется газовая шапка, то нефть в ней должна быть насыщена газом и давление насыщения должно быть близко к пластовому. Такие характеристики имеет нефть в бобриковских отложениях на собственном поднятии. Поэтому параметры нефти и газа из пласта Тл_2-б приняты по нефти (при Р_нас=Р_пл=16.5 МПа) и газу пластов Бб₁₊₂ на одноименном поднятии.

На Мазунинском поднятии свойства и состав тульской нефти представлены пластовыми и поверхностными пробами, отобранными при совместном испытании пластов Тл_1-в + Тл_2-а, параметры приняты по аналогии с пластом Тл₁.

Характеристика газа, растворенного в тульской нефти, получена из результатов опытов однократного дегазирования. Она пересчитана на всех поднятиях на условия ступенчатой дегазации.

На Макаровском поднятии в нефтяном газе ступенчатой дегазации содержится около 66% метана, 6.1% азота и более 26% высокомолекулярных углеводородов. Сероводород в газе не определен. В попутном газе скв. 36 его содержание выше санитарных норм (0.2%). По данным исследованных проб на Веслянском поднятии, газ малометановый, низкоазотный, высокожирный, обогащен сероводородом (0.45 %).

На Кокуйском поднятии соответствующий нефти газ содержит 0.29% сероводорода, более 60% метана, на долю азота приходится 4.13%.

Нефтяной газ, полученный из качественных глубинных проб на Ясыльском поднятии, имеет большую плотность (1.088 г/л) за счет меньшего количества метана (52%) и большего – его гомологов (более 40%).

Компонентный состав газа, растворенного в нефти из скв. 61 принят по газу пластов Бб₁₊₂ Ординского поднятия. По составу газ близок газу Кокуйского поднятия и имеет одинаковую с ним классификацию: малометановый, малоазотный, высокожирный.

Свободный газ верхнего тульского пласта Тл_2-а исследовали на Лужковском (скв. 148) и Макаровском (скв. 96) поднятиях. По составу газ несколько различается. На Лужковском поднятии он несколько тяжелей (0.880 г/л), чем на Макаровском (0.834 г/л). Это обусловлено тем, что в газе Лужковского поднятия содержится несколько меньше метана и этана (74 и 6.8% против 76 и 9.3%) и втрое больше высокомолекулярных углеводородов С_5+высш. Содержание сероводорода в газе на обоих поднятиях превышает санитарные нормы (0.2%). Пробы свободного газа из нижнего тульского пласта Тл_2-б отбирали на Макаровском (скв. 90) и Веслянском (скв. 85) поднятиях, где кроме этого были получены пробы газа из пласта Тл₁ (скв. 86). На Кокуйском поднятии пробы свободного газа брали из пласта Тл_2-б (скв. 72) и совместных пластов Тл_2-б и Бб₂₊₃ (скв. 72 и 572).

На всех поднятиях газ легкий (0.833-0.899 г/см³) за счет высокого содержания в нем метана (72.8-80.7%) и азота (до 14.3%) и небольшого количества высокомолекулярных углеводородов (С_5+высш < 1 %). Несмотря на некоторые различия в составе, газ на всех поднятиях имеет единую классификацию: среднеметановый, малоазотный, жирный, сернистый.

На газоконденсатность тульский газ не исследовался. Лишь на устье скв. 570 получена смешанная проба нефти и конденсата. Плотность жидкости в пробе составляет 0.769 г/см³, вязкость 0.83 мм²/с, она почти целиком состоит из светлых фракций (91%), содержит небольшое количество смол (2.6%), асфальтенов (0.41%) и серы (0.33%).

Пласты Бб₁, Бб₂, Бб₃

На Лужковском поднятии пластовые флюиды изучены в верхней части бобриковской залежи (пласт Бб₁). Одна представительная глубинная проба из скв. 97-Е, исследована методом однократного дегазирования. Пересчет на условия дифференциального дегазирования показал, что из нефти выделяется 116.3 м³/т малометанового (65.6%), малоазотного (6.7%), жирного (26.6% С_5+высш), сернистого (в попутном газе 0.1% сероводорода) газа. В условиях пласта плотность нефти составляет 0,780 г/см³, вязкость – 1.43 мПа×с, после дегазирования эти параметры возрастают соответственно до 0.861 г/см³ и 8.67 мм²/с. Данные параметры приняты и для пласта Бб₂.

На Макаровском поднятии пробы пластовой нефти отобраны также в пласте Бб₁ (скв. 94). Давление насыщения нефти газом составило в среднем 13.25 МПа. Эту величину приняли за достоверное давление насыщения для бобриковской нефти на Макаровском поднятии. Затем по графику изменения свойств нефти от давления, построенному по частично дегазированным пробам получили следующие расчетные параметры нефти для пластов Бб₁, Бб₂, Бб₃ Макаровского поднятия:

- газовый фактор – 93 м³/т;

- объемный коэффициент – 1.179;

- плотность пластовой нефти – 0.793 г/см³;

- разгазированной – 0.853 г/см³;

- динамическая вязкость – 1.90 мПа×с;

- кинематическая вязкость – 11.06 мм²/с.

Сепарированную нефть исследовали в скв. 501 (смешанная проба из пластов Бб₁₊₂) и в скв. 93 и 2004 (пласт Бб₂). Нефть в смешанной и чистой пробах одинакового качества: средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая.

На Веслянском поднятии пробы пластовой нефти из бобриковских отложений не отбирали. Нефть, взятая на устье скв. 86 (пласт Бб₁), 530 (смешанная нефть из пластов Бб₁ и Бб₂), и 83 (пласт Бб₃), имеет близкие физико-химические характеристики, усредненные параметры сепарированной нефти идентичны для всех визейских нефтей. Поэтому расчетные параметры нефти и газа по пластам Тл₁+Тл_2-б, которые описаны выше, рекомендуем принять для пластов Бб₁, Бб₂ и Бб₃.

На Кокуйском поднятии бобриковская залежь представлена глубинными пробами нефти из скв. 75 (пласт Бб₂), 81 и 2084 (пласт Бб₃) и смешанными пробами (пласты Бб₂+Бб₃) из скв. 78, 322, 2075. Давление насыщения в пределах залежи изменялось от 13.78 МПа (скв. 81) до 15.10 МПа (скв. 78). Методом дифференциального дегазирования изучали лишь пробы из скв. 78, по другим скважинам параметры получены расчетным путем на базе результатов однократного дегазирования. В среднем характеристика пластовой нефти такова:

- давление насыщения – 14.56 МПа;

- объемный коэффициент – 1.210;

- газонасыщенность – 107.9 м³/т;

- плотность пластовой нефти – 0.796 г/см³;

- разгазированной – 0.868 г/см³;

- динамическая вязкость – 1.97 мПа×с.

В скв. 2218 было получено 5 глубинных проб нефти при совместном испытании пластов Бб₁, Бб₂, Бб₃. В одном пробоотборнике находилась вода, в четырех – давление открытия (7.75-9.0 МПа) было несколько ниже давления насыщения (9.5-10.25 МПа). Пробу, характеризующуюся минимальной разницей между Р_отб (9.0 МПа) и Р_нас (10.25 МПа), проанализировали, т.к. посчитали, что незначительным количеством свободного газа можно пренебречь. При дифференциальном дегазировании из нее выделилось 81.8 м³/т газа, в условиях пласта нефть легкая (плотность 0.810 г/см³), маловязкая (6.72 мПа×с). Свойства разгазированной нефти почти не отличаются от свойств таковой из пластов Бб₂₊₃.

Истинные свойства пластовой нефти из скв. 2218 получили по графику путем интерполяции данных до Р_нас 14.56 МПа (по скв. 75, 78, 81):

- газонасыщенность – 102 м³/т;

- объемный коэффициент – 1.198;

- плотность нефти:

- пластовой – 0.8025 г/см³;

- разгазированной – 0.869 г/см³;

- вязкость нефти:

- динамическая – 4.45 мПа.с;

- кинематическая – 16.32 мм²/с.

Свойства нефти на поверхности изучали по пробам из пласта Бб₂ – скв. 75, 89, 327, 964, 2075, 2112, 2225 (7 проб, 6 представительных), пласта Бб₃ – скв. 79, 81, 2075, 2084, 2306 (5 проб, 4 представительных), а также из совместно опробованных пластов Бб₂ и Бб₃ (9 проб, 8 представительных) и Бб₁₊₂₊₃ (1 проба из скв. 2218). Нефть на поверхности из пластов Бб₁ и Бб₂ близкого качества и характеризуется как средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая.

В декабре 1973 г. отобрали 3 глубинные пробы из скв. 68 (пласт Бб₃), которые в том или ином количестве содержали свободный газ. Пробы, где давление в пробоотборнике составило 14.20 МПа, а давление насыщения нефти газом 15.00 МПа, подвергались полному анализу методом однократного дегазирования. Исходя из характеристик нефти, полученных методом контактного дегазирования, подсчитаны параметры дифференциального дегазирования по пластам Бб₁, Бб₂ и Бб₃ в данном районе:

- давление насыщения – 15.00 МПа;

- объемный коэффициент – 1.202;

- плотность пластовой нефти – 0.797 г/см³;

- разгазированной – 0.874 г/см³;

- газонасыщенность – 97.6 м³/т.

На Ясыльском поднятии в скв. 67 из пласта Бб₂ были получены 2 пробы пластовой нефти, характеризующиеся близкими значениями Р_нас (12.9-13.6 МПа). При ступенчатой дегазации из каждой тонны нефти выделяется 90.1 м³ малометанового (59.7%), малоазотного (6.8%), высокожирного (>30% гомологом метана), сернистого (0.21% сероводорода) газа. При пластовом давлении и температуре нефть легкая (0.793 г/см³), маловязкая (1.88 мПа×с), после потери газа относится к категории средних по плотности (0.869 г/см³), вязких (22.09 мм²/с), объем ее изменяется в 1.198 раза.

Нефть, взятая на устье этой же скважины, по свойствам близка разгазированной (средняя по плотности, вязкая), по составу смолистая, парафинистая, сернистая, содержит 46% бензино-керосиновых компонентов.

Из бобриковской залежи (пласт Бб₂) на Губановском поднятии пластовые флюиды отбирали в 2000 г. в скв. 708. Пробы анализировали лишь методом однократного дегазирования. При пересчете полученных данных на условия дифференциального дегазирования установлено, что из нефти выделяется 116.2 м³/т малометанового (67%), малоазотного (6.7%), жирного (25.3% С_2+высш), бессернистого газа. В пластовых условиях нефть легкая (0.779 г/см³), маловязкая (1.15 мПа×с), после дегазирования – средней плотности (0.862 г/см³), вязкость ее возрастает до 9.88 мм²/с, объем уменьшается в 1.229 раза.

На Мазунинском куполе из пласта Бб₁ пробы пластовой нефти отбирали дважды в разное время. Глубинные пробы были получены в период разведки залежи в 1960 г. из скв. 1. Все 4 отобранные пробы характеризовались близкими параметрами и признаны представительными. Давление насыщения нефти газом изменялось в небольших пределах – 14.4-
15.2 МПа, в среднем составило 14.76 МПа. Нефть менее насыщена газом (80.9 м³/т), нежели в тульских отложениях, имеет большую плотность и вязкость. При разгазировании пластовой нефти по ступеням установлены закономерности изменения ее свойств от давления.

Сепарированная нефть в скв. 1 тяжелая (0.892 г/см³), вязкая
(36.4 мм²/с), смолистая (21%), парафинистая (5.4%), высокосернистая (2.39%), со средним выходом бензино-керосиновых компонентов (41%) и высокой температурой замерзания (+3°С).

Газ дифференциального дегазирования нефти Кокуйского поднятия на 63% состоит из метана, на долю азота приходится 4.5%, гомологов метана – 30.6%. Содержание сероводорода в газе составляет 0.26%.

На Ординском поднятии пробы пластовой нефти взяли в скв. 116 дважды в 1974 и 1975 гг. при совместном испытании пластов Бб₁ и Бб₂. Представительные и рекомбинированные пробы были проанализированы методом однократного дегазирования. Для получения расчетных параметров экспериментальные данные пересчитали на условия дифференциального дегазирования. В результате чего установили, что газонасыщенность нефти составила 269.8 м³/т, и естественно, при столь высоком газосодержании нефть облегчена (плотность – 0.643 г/см³), имеет небольшую вязкость (0.51мПа×с). После дегизирования она утяжеляется до 0.801 г/см³, вязкость ее увеличивается до 4.60 мм²/с, объем уменьшается в 1.579 раза.

На устье скв. 116 отобраны 3 пробы. По усредненным данным нефть легкая (плотность – 0.812 г/см³), маловязкая (5.03 мм²/с), малосмолистая (5.6%), парафинистая (5.6%), обогащена бензино-керосиновыми компонентами (63 %), содержит небольшое количество серы (0.63%).

Газ ступенчатой дегазации обогащен метаном (более 60%), по количеству азота газ относится к классу малоазотных (6.4%), по высокомолекулярным углеводородам (31%) – высокожирным.

Состав свободного газа изучали по двум пробам на Лужковском поднятии (скв. 148, пласты Бб₁ и Бб₂) и 14 пробам на Кокуйском поднятии (пласты Бб_{1, 2, 3}). На Лужковском поднятии в обоих пластах газ по составу идентичен. Он обогащен метаном (77%), содержит около 12% азота и более 10% высокомолекулярных углеводородов. Сероводород в газе не обнаружен.

На Кокуйском поднятии в свободном газе несколько меньше легких компонентов (метана 75.5%, азота 7.1%), содержание сероводорода превышает санитарные нормы (0.1%).