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

1.5.2 Физико-химические свойства пластовых вод

Химический состав пластовых вод московского газонефтеводоносного комплекса охарактеризован пятью представительными пробами. Это рассолы хлоркальциевого типа, перенасыщенные сульфат-ионом и содержащие большое количество йода – до 23 мг/л и брома – до 1169 мг/л (табл. прил. П. 2.23).

Опробованные на стадии разведки, пластовые воды верхневизейско-башкирского комплекса представляют собой хлоркальциевые рассолы с минерализацией 220 – 279 г/л и коэффициентом метаморфизации 0.72 – 0.77 (табл. прил. П. 2.23). Степень насыщения сульфатами по А.И. Чистовскому была около 100%, коэффициент сульфатности изменялся от 0.02 до 0.87. В связи с длительной разработкой залежей нефти с использованием в системе ППД пресных вод, для попутно-добываемых вод из башкирских и серпуховских отложений характерно: уменьшение минерализации, уменьшение содержаний микрокомпонентов и увеличение коэффициента сульфатности в 50% проб, отобранных в 1991 г. и во всех трех пробах – 2001 года (табл. 2.3.2).

Пластовые воды нижне-средневизейского комплекса – рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией от 231 до 279 г/л, коэффициентом сульфатности не более 0.62. По содержанию микрокомпонентов пластовые воды относились к категории промышленных иодо-бромных, причем содержание брома определялось около и более 1000 мг/л. В 40% проб попутных вод, отобранных в сентябре 1991 г., наблюдалось уменьшение минерализации и увеличение коэффициента сульфатности до 1 – 2.5. В 2001 г, попутные воды, отобранные из тульского пласта (скв.№ 2236 и 944) по химическому составу соответствуют пластовым водам, а пробы попутных вод из бобриковского пласта (скв. 431, 433, 2045) на 50% и более разубожены закачиваемыми пресными водами (табл. 2.3.2).

Подземные воды верхнедевонско-турнейского газонефтеводоносного комплекса относятся к хлоркальциевым рассолам с минерализацией до 260 г/л (табл. прил. П. 2.23), коэффициентом сульфатности от 0.04 до 0.66. Содержания иода и брома в начальных условиях позволяло отнести эти воды к промышленным йодо-бромным. По всем гидрохимическим характеристикам пластовые воды этих отложений аналогичны водам вышележащего нижне-средневизейского комплекса. В попутных водах из турнейских отложений на Кокуйском поднятии, единичные опробования которых были произведены в 1991 г. и в 2001 г., в скв. 2076 наблюдалось уменьшение минерализации вод до 147 г/л и увеличение коэффициента сульфатности до 1.13, а в скв. 4008 – попутная вода по химическому составу соответствует пластовой (табл. 2.3.2).

В заключении необходимо отметить следующее.

Для пластовых условий района Кокуйского месторождения установлен нормальный тип гидрогеохимического профиля. С глубиной наблюдается закономерное увеличение минерализации и смена сульфатно-кальциевых и сульфатно-кальциево-гидрокарбонатных вод сульфатно-натриевыми и затем хлоркальциевыми рассолами.

Источником водоснабжения большинства БКНС является существующий инфильтрационный водозабор на р.Турка. Только одна БКНС для поддержания пластового давления закачивает попутные воды. Предполагается расширить использование сточных вод для заводнения постройкой дополнительных БКНС. Использование в системе ППД пресных вод, в условиях выхода на поверхность иренских гипсосодержащих отложений на территории Кокуйского месторождения, требует особой подготовки закачиваемой воды, для недопущения отложений сульфатов на стенках труб.

Пластовые воды башкирских отложений содержат магний в количестве от 3077 мг/л до 7700 мг/л, йода – от 10 мг/л до 22.7 мг/л при среднем содержании 16 мг/л, брома – от 516 мг/л до 1003 мг/л при средней величине 711 мг/л.

В водах тульско-бобриковских отложений содержание магния составляет 1946-5958 мг/л, содержание йода 6-19 мг/л при средней величине 15.9 мг/л, брома – 670-1180 мг/л, среднее значение – 957 мг/л.

Пластовые воды турнейских отложений содержат магний в количестве 2067 - 6292 мг/л при среднем значении 4809 мг/л, йод – 6.5-21 мг/л, при среднем – 11.5 мг/л, содержание брома изменяется от 739 до 1175 мг/л при среднем – 976.1 мг/л.

Таким образом, пластовые воды продуктивных отложений являются потенциально перспективным гидроминеральным сырьем.

В попутных водах Кокуйского месторождения содержания магния и брома почти повсеместно превышают промышленные кондиции, калий, йод, стронций и литий – лишь в отдельных случаях (табл. 2.3.2).

Основной объем попутных вод поступает из башкирских, серпуховских и бобриковских отложений.