проникності 569,3? 10-3 мкм2.
За хімічним складом газ сеномана аналогічний газу сеноманских покладів інших родовищ півночі Західного Сибіру. Газ сухий, метановий (метан - 93,4 ... 99,2%). Зміст гомологів метану 0,1 ... 0,2%. Конденсату не виявлено. Сірководень відсутня. Вміст домішок: азот - 0,41 ... 2,26%; вуглекислий газ - 0,04 ... 1,17%; аргон - 0,01 ... 0,03%; гелій - 0,08 ... 0,019%; водень - 0,27%. Відносна щільність газу по повітрю - 0,562. Середнє значення теплотворної здатності - 7 898 ккал на куб. м. Среднекрітіческое тиск - 4,63 МПа. Среднекрітіческая температура - 190,49 К.
2.4 неокомских поклади
У ніжнемеловоє розрізі ЯГКМ встановлена ??газоносність 15 продуктивних пластів, що утворюють 23 поклади. У Барра-готтерівской частини розрізу 8 пластів, в валанжинских 7 пластів, що залягають на глибині 2525 ... 3317 м. Майже всі поклади частково або повністю екрановані, з крайовими водами. Продуктивні відклади характеризуються складною геологічною будовою, значною фаціальні мінливістю фільтраційно-ємнісних властивостей, як за площею, так і по розрізу і розвитком окремих литологически обмежених пасток. Проектом розробки виділено два експлуатаційні об'єкта.
Для першого об'єкта коефіцієнт абсолютної проникності змінюється від 3,2.10-3 до 132,7.10-3 мкм2, коефіцієнт відкритої пористості від 4,7 до 17,0%. Ефективна газонасичених товщина змінюється від 3,4 до 34,2 м.
Для II об'єкта коефіцієнти абсолютної проникності, відкритої пористості і ефективна газоносная товщина рівні, відповідно, 0,64? 10-3 ... 372,5? 10-3 мкм2. ; 3,23 ... 13,85%; 1,2 ... 64,8 м. За II об'єкту відзначено чергування смугасту картину зон з підвищеним (район свердловин 112 - 118, 105-101 і 112-135) і пониженим значенням ефективних газонасичених товщин.
Пористість колекторів продуктивних пластів коливається в межах 6,8 ... 15,9%, проникність від 0,01? 10-2 до 14,1? 10-2 мкм2. Початкові пластові тиску складають по пласту БУ31 - 33,14 МПа. Середні пластові температури змінюються від 71 0С в покрівлі комплексу до 90 0С в його підошовної частини.
Ніжнемеловиє продуктивні пласти представлені чергуванням пісковиків, алевролітів і аргілітів. Покришками служать шари глин, що мають на геофізичних кривих всі характерні для глин ознаки. Відзначається тенденція поліпшення колекторських властивостей вгору по розрізу.
Результатами газогідродінаміческіх досліджень свердловин, що розкрила нижньокрейдових продуктивні відкладення, встановлені:
значна неоднорідність фільтраційних параметрів продуктивних пластів як за площею, так і по розрізу;
відносно низька продуктивна характеристика більшості розкритих об'єктів (робітники дебіти при дослідженні не перевищували 60 .. .80 тис. куб. м/добу.).
Для покладів I об'єкта пластові тиску складають 26,26 ... 27,42 МПа, пластова температура 76 ... 80 0С, глибина залягання 2710 ... 3 317 м.
Другий експлуатаційний об'єкт характеризується більш високими запасами газу, але має гіршу продуктивну характеристику.
Продуктивна характеристика свердловин змінюється як по розрізу нижнемелового продуктивного комплексу, так і за площею газоносності в межах окремих покладів, змінюючись до їх склепіння.
За даними буріння свердловин виділена різка літографічна мінливість пластів в периферійних північних і південних ділянках структури родовища, де отримані незначні дебіти газу (30 ... 40 тис. куб. м) при високих депресіях на пласт. При дослідженні розвідувальних свердловин дебіти газу змінювалися від десятків до сотень тисяч кубічних метрів на добу при депресіях на пласт до 20 МПа і більше. Максимальний дебіт газу (768 тис. Куб. М/сут.) Отриманий в свердловині № 1 при дослідженні пласта БО 7 при депресії на пласт 5,95 МПа, в інших свердловинах робочі дебіти при дослідженні становили 200 ... 400 тис. М куб./сут при депресії на пласт 15 ... 20 МПа.
Абсолютно вільний дебіт газу коливається від декількох десятків до 600 тис. куб. м/добу.
Газ глибоких продуктивних горизонтів відрізняється від складу газу сеноманских відкладень. Для нього характерний наступний хімічний склад (в об'ємних відсотках): метан 88,64 ... 93,59%, етан 1,32 .... 4,85%, пропан 0,22 ... 2,66%, бутан 0,05 ... 1,48%, пентан 0,08 ... 0,55%. Вміст азоту 0,36 ... 2,45%, вуглекислого газу 0,04 ... 2,4%. Зміст інертних газів (гелію, аргону) в сумі не перевищує 0,05%, водню 0,01 ... 0,02%. Відносна питома вага газу 0,60 ... 0,65. Нижча теплотворна здатність змінюється від 8520 до 7 420 Дж.
Початкова вміст у пластовому газі гептана і вишекіпящіх (у розрахунку на 1 куб. м газу сепарації) ...
