єкт) [7].
Другий експлуатаційний об'єкт (горизонт Ю-I, II) містить газо-нафтову поклад. Поклад пластова, тектонічно екранована, сводового типу, розташована в інтервалі глибин 1190-1326 м.
Висота поклади 127 м. Водонефтяной контакт в більшості свердловин відбивається в інтервалі абсолютних відміток - 1196-1199 м. У ряді свердловин
У північній частині поклади ВНК прийнятий на позначці - 1 203 м (по розвідувальних вкв. 30,31,39,1 - ск і звіту за підрахунком запасів 2000 г.). Газо-нафтової контакт відбивається на позначках - 1111.0-1113.5 м. У більшості свердловин ГНК відбивається на рівні позначки - 1112.0 м. За даними експлуатаційного буріння площа чисто нафтової зони зменшилася за рахунок збільшення водонефтяной зони в східній Прирозломного частини. Розміри поклади II об'єкту складають 19.5х8.2 км. Площа нафтоносності горизонту Ю-I - 101412 тис. М 2, площа газоносності +9137 тис. М 2. Площа нафтоносності горизонту Ю-II - 64135 тис. М 2, площа газонів 2280 тис. М 2. Висота нафтової частини 91 м, газової - 38 м.
До горизонту Ю-III (III експлуатаційний об'єкт) приурочена газо-нафтова поклад, розташована в інтервалі глибин 1221.4-1317.0 м.
Поклад пластова, тектонічно екранована, сводового типу. Продуктивний горизонт Ю-III відділяється від горизонту Ю-II повсюдно витриманим глинистим пластом, товщина якого місцями (район скв. 408, 2-р, 2109, 3 054, 3055) скорочується до 2-3 м.
Відмітки водонефтяного контакту відбиваються в інтервалі - 1195-1198 м.
У підрахунку запасів 2000 ВНК прийнятий на позначці - тисяча сто дев'яносто вісім м.
За даними експлуатаційного буріння в сводовой частини поклади виявлена ??невелика за розмірами газова шапка, газо-нафтової контакт відбивається на позначках - 1112.0 - 1113.0 м.
Наявність газової шапки обгрунтовано даними інтерпретації ГІС по свердловинах 243, 1032, 1033, 330, 2 088, 3047 і 3 033.
Водонефтяной і газонафтової контакт горизонту Ю-III збігається з Водонефтяной і газонафтових контактами II експлуатаційного об'єкта (горизонти Ю-I і Ю-II).
У процесі експлуатаційного розбурювання поклади відзначено зменшення площі продуктивності в восточ?? ой Прирозломного частини за рахунок більш крутого падіння пластів.
У західній частині (район розвідувальної свердловини 17) поклад нафти горизонту Ю-III обмежена виступом фундаменту.
Розміри поклади становлять 7.5х6.5 км, висота поклади дорівнює 94 м, у тому числі по нафтовій частини 86 м, по газовій 8 м. Площа нафтоносності становить 43416 тис. м 2.
Розміри газової шапки горизонту Ю-III складають 1.5х0.75 км. До горизонту Ю-IV приурочена газонафтова поклад, розташована в інтервалі глибин 1270.4-1320.0 м. Поклад пластово-масивна, стратиграфически і тектонічно екранована, сводового типу.
Газонафтовий контакт за звітом підрахунку запасів нафти 1987 прийнятий на позначці - 1179.0 м
Водонефтяной контакт у підрахунку запасів нафти 1 987 прийнятий на позначці - 1198 м.
За даними експлуатаційного буріння ВНК в більшості свердловин коливається в інтервалі позначок - 1195-1198 м.
У південно-східній, центральній і північній частинах поклади виявлені зони відсутності колекторів по нефтенасищенной частини розрізу.
У газової частини поклади відсутність колекторів спостерігається в центральній частині в районі свердловин 330, 431 і 3023, а в східній частині в свердловині 2 079.
Розміри поклади рівні 3.5х3.2 км. Висота поклади 42 м, у тому числі нафтова частина 19 м, газова 23 м. Площа нафтоносності 11217 тис. М 2, а газоносності 7085 тис. М 2.
У 2002 році виконані відбір та дослідження глибинних проб з 7 свердловин II і III об'єктів розробки родовища Кумколь. Це свердловини 2029,2067,2170,2176 (II об'єкт), 3053,3004,3087 (III об'єкт). Дослідження виконувалися на замовлення ВАТ «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсіз» в лабораторіях НІПІнефтегаз і PENCOR International Ltd.
Дослідження глибинних проб нафти виконувалися на установках PVT високого тиску АСМ - 600 (НІПІнефтегаз та фірми «RUSKA» (PENCOR). За пробам були виконані наступні види робіт: досвід об'ємного розширення нафти; досвід одноразового розгазування пластової нафти від пластових умов до стандартних (Р=0.1013 МПа, Т=20 0 С); визначення в'язкості пластової нафти; визначення компонентних складів газу і пластової нафти; досвід диференціального розгазування пластової нафти (таблиці 1.6 - 1.12)
Газосодержание проб нафти відібраних зі свердловин II об'єкта розробки (горизонти Ю-I, Ю-II) змінюються від 125.2...
