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%).