сть по промисловим даним дорівнює 0,200 мдарсі. Нафтова поклад I горизонту виявлена ??в 1939 р, а розробляється з 1940 р Довжина поклади 7,1 км, ширина 0,82 км.
Площа нафтоносності 592 га (по Изогипс - 710 м). Поверх нафтоносності 100 м. Режим поклади водонапірний. Поклад відноситься до сводовим, пластовим. Початкові дебіти нафти становили 20 т/добу, початкове пластовий тиск 130 атм. Початковий газовий фактор 1-2 м3/т.
Горизонт II залягає на 17 м нижче I горизонту і представлений пухкими вапняками. Загальна потужність горизонту 7 м, ефективна 4,5 м. Пористість 15%, проникність по промисловим даним 0,17 мдарсі.
Поклад II горизонту розробляється з 1939 р Довжина поклади 6,0 км, ширина 450 м. Поверх нафтоносності 45 м. Площа нафтоносності по Изогипс - 640 м становить 208 га. Режим нафтового покладу водонапірний, тип поклади сводовий, пластовий. Початкові дебіти нафти 7-50 т/добу, початковий пластовий тиск 130 атм. Початковий газовий фактор 1-2 м3/т.
Горизонти I і II експлуатуються спільно свердловинами 13, 17, 18, 20, 21, 22, 23 і 38. Обводненість їх досягає 85%. Всього з I + II горизонту видобуто 16459 т нафти. Поточні дебіти нафти 5,1 т/добу, поточне пластовий тиск 83,0 атм.
Крім того, нафта видобувається з I і II горизонтів роздільно. Всього з початку розробки з I горизонту на 1 жовтня 1969 видобуто 332011,2 т, а з II горизонту - 1169635,9 т нафти. Поточний дебіт однієї свердловини в середньому дорівнює 3,5 т/добу. Поточне пластовий тиск 30 атм. Нафта I і II горизонтів має наступну характеристику: питома вага 0,930-0,936 г/см 3. Вміст сірки 2,7-3,80%, асфальтенів 4,8-6,1, акцизних смол 21,8-64,0, парафіну 3,1-3,3%. Газ I і II горизонтів, розчинений у нафті, має щільність (повітря - 1) 140. Вміст сірководню - сліди або 0,02, вуглекислого газу 1,1-6,8%. метану 8,5-41,6, азоту + рідкісних 11,9-15,6%. Кількість газобензіна становить 180 г/м3.
Горизонт III знаходиться в середній частині бухарских шарів. Він виражений сірими пористими вапняками, загальна потужність яких становить 15 м, а ефективна 10 м. Пористість по промисловим даним дорівнює 18%, а проникність 0,19 мдарсі. Нафтова поклад розробляється з 1939 р Довжина поклади 6,6 км, ширина 0,27 км, поверх нафтоносності 35 м. Площа нафтоносності по Изогипс - 635 м дорівнює 99 га. Режим поклади водонапірний. Поклад відноситься до типу сводових, пластових. Початковий дебіт нафти 20 т/добу, початкове пластовий тиск 123 атм, початковий газовий фактор 1-2 м 3/т. На 1 серпня 1969 експлуатаційний фонд складається з 9 свердловин. Всього з початку розробки видобуто 773453,0 т (1974р.) Нафти. Поточний дебіт нафти 4,8 т/добу. Поточне пластовий тиск 80 атм. Нафта III горизонту характеризується наступними параметрами: питома вага 0,9527 г/см3, вміст сірки 3,5%, асфальтенів 8,8, смол 18,9, парафіну 3,4. Вихід легких фракцій: до 150 ° - 5,4%, до 200 ° - 14,4%, до 300 ° - 24,7%. Газ, розчинений у нафті, має щільність 130-1,11, вміст сірководню - сліди - 0,25, вуглекислого газу 1,45% - 6,2, метану 25,8, азоту + рідкісних 14,5-16,2%. Зміст газобензіна 165- 180 г/м 3.
Води горизонту мають питому вагу 1,089 г/см3. Вміст йоду 14-21 вЖв/л, сірководню від 0 до 0,41. Загальна мінералізація 105- 107 г/л. Води відносяться до хлоркальціевой типу. У деяких свердловинах II і III горизонти розробляються спільно. За 1967 р видобуто 3 846 т нафти. Середній дебіт в добу становить 5,4 т при пластовому тиску 80,6 атм.
Малюнок 1.1 - Структурна карта родовища.
Малюнок 1.2 - Поперечний профіль свердловин 3-6.
1.2 Короткий поточний стан розробки родовища Кокайти
Нафтове родовище Кокайти була введена в експлуатацію з виявленням промислової нефтіностності в свердловині №2 в 1939 р До 2011 р фонд свердловин складає 29 одиниць. В даний час родовище знаходиться на пізній стадії розробки.
На графіку динаміки основних технологічних показників розробки (Малюнок 1.1), добре виділяється два періоди.
До першого періоду відноситься час з 1939 р по 1949 р яке характеризується інтенсивним розбурювання видобувних свердловин (26 одиниць). Максимальний відбір нафти за цей період посідає 1949 г. - 150,10 тис. Т., Після якого, з швидким зростанням кількості попутно видобувається води, відбори нафти знизилися до 57,35 тис. Т. (1951).
До другого періоду інтенсивного розбурювання родовища відповідає час з 1950 р по 1961 р, яке характеризується досягненням локального максимуму річного відбору нафти в 1955 р - 115,62 тис. т. при фонді діючих свердловин рівному 27 одиниць. Після 1955 річний відбір нафти знижується, хоча фонд свердловин збільшується, і максимальну кількість діючих свердловин д...
