. т.
Поклад пласта Ю 1 1а в районі свердловини 87 також пропонується розробляти самостійної сіткою свердловин.
Третя поклад пласта Ю 1 1а виділена на північно-західному крилі родовища, нефтенасищенная товщина розкрита трьома свердловинами №7, 13, 24. Поклад структурно-літологічного типу, має максимальну нефтенасищенних товщину 3,6 м, середню- 2,5 м.
Пласт Ю 1 1а випробуваний в свердловинах 7 (з нефтенасищенной товщиною 2 м) і 24 (з нефтенасищенной товщиною 3,6 м). Свердловина 7 випробувана протягом 68 годин на штуцерах діаметром 4, 6, 8 мм, в результаті дебіт безводної нафти через восьмиміліметровий штуцер залишив 48 м 3/добу (40,7 т/добу), коефіцієнт продуктивності визначений рівним 0,404 м 3/сут ат., гідропроводності - 6,8 д.см/сп.
Свердловина 24 після 16-тічасовой відпрацювання була досліджена протягом 41 години на штуцерах діаметром 4, 6, 8 мм. Дебіт нафти при роботі через восьмиміліметровий штуцер склав 86,4 м 3/добу (72 т/добу), коефіцієнт продуктивності визначений рівним 1,25 м 3/сут ат. (1,04 т/добу ат.), Гідропроводності - 29 д.см/сп. (по КВД - 26,1 д.см/сп.).
Враховуючи низьку нефтенасищенной товщини пласта Ю 1 1а на північній поклади, граничні величини товщин, затверджені ГКЗ, пропонується на північній поклади пласта Ю 1 1а пробурити дві дев'яти точкові осередки в районі свердловин 7 і 24. Питання про доцільність введення в розробку іншої частини поклади вирішити після її дорозвідки, в ході якої повинні бути уточнені колекторські властивості і товщини пласта на цій поклади.
Найбільша по товщині поклад в юрських відкладеннях виділена на південному заході родовища. Поклад структурно-літологічного типу, розміри 12х13 км із середньою нефтенасищенной товщиною в межах запасів категорії С 1 - 3,9 м (видобувні запаси становлять 3745000. Т), С 2 - 6,1 м (видобувні запаси становлять 5718000. Т).
На відміну від решти південна поклад характеризується більш низькими дебітами. Випробувано шостій свердловин, за якими дебіт склав від 5 до 16 м 3/добу, в середньому 7,9 м 3/добу або 6,6 т/добу. Притоки отримані при неодноразовому компрессирования.
Аналіз наявної інформації по ачимовской і юрських відкладів вказує на те, що пласти мають дуже низьку прдуктівностью. Виклик припливу рідини з пластів пов'язаний з великими труднощами, не виключено, що можливі ділянки покладів з непромислової нефтеносностью, що володіють нерентабельними дебітами свердловин.
Тому на південній поклади пласта Ю 1 1а необхідно оцінити доцільність введення в розробку.
2.3 Фізико-хімічні властивості і склад пластових нафти і газів
Властивості нафт і розчинених у ній газів Ватьеганском родовища були вивчені за даними дослідження глибинних і поверхневих проб, виконаних в Центральній лабораторії Главтюменьгеологіі. Як видно з таблиць 3.6-3.8 охарактеризування поверхневими і глибинними пробами продуктивних пластів нерівномірна. Більш повно охарактеризовані пласти АВ 1-2, Ю 1. Пласти БВ 1, БВ 6 лютого, БВ 7 1, БВ 10 і ачимовской товща (пачка II) глибинними проби не охарактеризовані. Решта поклади охарактеризовані тільки поверхневими пробами нафти.
Нафти і розчинені в них гази в розглянутих покладах за своїми властивостями різні. Тиск насичення нафти нижче пластового в 2,46 рази для Платс АВ 1-2 і в 2,3 рази для Ю 1. Газосодержание нафт з глибиною повишаеттся від 43,6 м 3/добу до 69,3 м 3/добу. В'язкість і щільність з глибиною зменшуються відповідно з 2,8сп і 0,815 г/см 3 для АВ 1-2 до 0,75сп і 0,742г/см 3 для Ю 1.
Дегазіруемие нафти свех пластів маловязкие, малопарафіністие (1,6-2,9%), среднесерністие (від 0,5 до 0,94%). За углеводородному складу нафту Ватьеганском родовища відноситься до змішаного типу.
2.4 Фізико-хімічні властивості води
На Ватьеганском родовищі гідрогеологічні дослідження проведені в 24 свердловинах. Вивчалися, в основному, підошовні і крайові води, пов'язані безпосередньо з продуктивними пластами АВ 1-2, БВ 1 і Ю 1, меншою мірою вивчені пластові води ачимовской товщі і низів вартовской свити. Всього по Ватьеганском родовищу проаналізовані 24 проби пластової води, у тому числі 8 проб з пластів АВ 1-2.
Хімічний склад вод пластів групи АВ вивчався по 9 свердловинах, за даними найбільш представницьких проб мінералізація відповідає 20,5-23,4 г/л, щільність 1,014 - 1,017 г/см 3. Води пластів групи БВ мають більш низьку мінералізацію (16,5-16,8 г/л) і щільність (1,011-1,010 г/см 3).
Наступний водоносний комплекс пов'язаний з породами ачимовской товщі. Проби пластової води були відібрані з трьох свердловин. Загальна мінералізація ...
