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 Тл2-а и Тл2-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%).