Пласт Мл. Из отложений радаевского горизонта на Макаровском поднятии была изучена одна проба поверхностной нефти

Из отложений радаевского горизонта на Макаровском поднятии была изучена одна проба поверхностной нефти, отобранная при совместном испытании пластов Бб₃ и Мл в скв. 500. Нефть в этой пробе средняя по плотности (0.877 г/см³), вязкая (12.6 мм²/с), смолистая (13.98%), парафинистая (3.39%), сернистая (1.63%), с высоким выходом светлых фракций (54%). Нефть такого качества близка поверхностной нефти бобриковской залежи. В связи с отсутствием собственных проб в пласте параметры приняты по той же аналогии, что и для пласта Бб₁.

На Веслянском поднятии проба нефти отобрана на устье скв. 83. По свойствам и составу эта нефть близка нефти тульского горизонта. Поэтому для пласта Мл было предложено использовать параметры пластовой нефти, полученной при анализе смешанной пробы из пластов Тл₁+Тл_2-б.

В 2000 г. из пласта Мл в скв. 214 была отобрана проба поверхностной нефти. Результаты ее исследования показали, что нефть значительно легче (плотность 0.8755 г/см³), чем в скв. 83. В ней содержится больше легких компонентов, меньше смол и серы. По товарным характеристикам она близка нефти визейского яруса на Веслянском поднятии.

Свойства нефти в пласте Мл на Кокуйском поднятии изучали методом однократного дегазирования глубинных проб из скв. 74, 76 и 332, расположенных в центральной части залежи. Из скв. 74 было взято 6 проб (2 – представительные). По физико-химическим свойствам нефти из этих скважин идентичны, несколько отличается от них пластовая нефть из скв. 332, где давление насыщения ниже (11.5 МПа). Усредненные параметры дифференциального дегазирования, полученные расчетным путем на базе опытов однократной сепарации, следующие:

- давление насыщения – 12.83 МПа;

- объемный коэффициент – 1.209;

- газонасыщенность – 101.2 м³/т;

- плотность пластовой нефти – 0.786 г/см³;

- разгазированной – 0.861 г/см³;

- динамическая вязкость – 1.72 мПа×с.

Сепарированную нефть отбирали в скв. 74, 76, 332, 981, 2092, 2111; 2213, из 11-ти отобранных проб 10 представительных. Нефть средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая. Выход светлых фракций, выкипающих до 300°С, составляет 46% об. Нефть малиновских отложений близка по своим физико-химическим свойствам нефти вышележащего бобриковского пласта.

На Губановском поднятии по результатам исследования одной представительной глубинной пробы нефти (из двух) в скв. 120 выявлено, что при давлении 16.2 МПа из нефти начинает выделяться газ такого же состава, как в вышележащих пластах. При пересчете на условия ступенчатой дегазации его содержание в нефти составило 109 м³/т. До начала дегазирования плотность нефти равна бобриковской (0.779 г/см³), вязкость – близка ей (1.37 мПа×с). После дегазирования нефть тяжелее (0.866 г/см³), вязкость и объемный коэффициент ее также чуть выше (соответственно 10.81 мм²/с и 1.232). При снижении пластового давления выявлена зависимость параметров пластового флюида от давления.

Нефть на устье скв. 120 и 707 отбирали с большим промежутком времени (1974 и 1983 гг.), однако качество ее не изменилось, и нефть в обеих скважинах имеет практически одинаковые свойства (плотность 0.874 и 0.875 г/см³, вязкость 15.06 и 14.18 мм²/с соответственно) и состав. В целом по пласту нефть смолистая, парафинистая, сернистая с высоким выходом светлых фракций, со средней температурой замерзания.

Газ дифференциального дегазирования нефти Кокуйского поднятия содержит 60.39% метана, 33.1% его гомологов, 4.61% азота, 0.22% сероводорода и классифицируется как малометановый, малоазотный, высокожирный, сернистый.

На Ординском поднятии из пласта Мл получены лишь две пробы нефти на устье скв. 116 и 191. Нефть по свойствам и составу аналогична поверхностной нефти из бобриковских отложений на Ординском поднятии. Компонентный состав газа из газовой шапки радаевских отложений не исследовали. Так как поверхностные и пластовые нефти радаевских и бобриковских отложений сопоставимы и имеют единую классификацию, по ним приняты усредненные параметры свободного газа из пласта Бб.