отримане, в вкв. 7 одержана вода. Пласти Д 1 і Д 2 були випробувані разом у вкв. 7, отриманий глинистий розчин.
Пласт Т
Основним промислово-нафтоносним об'єктом на Степанівське родовищі є пласт Т. У досліджуваному інтервалі продуктивними є турнейском карбонатні породи, облягаючі нижележащие фаменского рифогенними освіти. Розріз турнейской товщі по керну представлений чергуванням пористих і ущільнених різниць вапняків і доломіту. p align="justify"> Промислова нафтоносність пласта Т встановлена ​​в розвідувальний період в свердловині 2, де при випробуванні в колоні отримали дебіт нафти від 18,8 до 50,5 т/добу (на трьох режимах ГДВ) і підтверджена результатами його тривалої експлуатації в 22 видобувних свердловинах.
Оцінити ємнісне-фільтраційну характеристику продуктивної частини турнейского розрізу по керновим даними вкрай складно, так як винос керна з продуктивної частини цих відкладень становить 14,1% від проходки у 8 свердловинах. За наявними даними нефтенасищенная частина розрізу по керну має відносно невисокі колекторські властивості, складаючи в середньому: пористість - 11,9%, проникність - 11 * 10 -3 мкм 2 , в водонасиченому частини - 11%, і 78 * 10 -3 мкм 2 , в неефективній підошовної частини розрізу відзначалися січні тріщини, заповнені сульфатами.
Геофізична характеристика розрізу вивчена досить докладно, так як пласт розкритий в 94% пробуреного на родовищі фонду свердловин у зв'язку з поглибленням проектних свердловин вищерозміщених пластів, при цьому щільність сітки свердловин при розбурювання в контурі нафтоносності ніжележащего об'єкта - пласта Т, склала 3,9 га/вкв.
У центральній частині поклади в підошві продуктивного розрізу по ГІС в 50% свердловин виділяється щільний розділ товщиною від 13,5 м до 33 м, що відокремлює турнейском нафтову частину розрізу від водоносної. Раніше, при оперативному підрахунку запасів нафти, в межах турнейском відкладень були виділені три пласта. Аналіз комплексу ГІС досліджуваного розрізу показує погану корелюється розрізу. У зв'язку з цим, турнейском відкладення в останньому підрахунку запасів нафти розглядаються як єдина гідродинамічна система, класифікуючи її як пластово-сводовую поклад. p align="justify"> Від вишележащего радаевского пласта верхня проникний частина пласта Т відділяється щільним розділом товщиною від 3 до 24 м.
Загальна товщина пласта знаходиться в межах 52,2 - 62,9 м, в середньому дорівнює 55,9 м. Ефективна товщина змінювалася...
