дять у пісковики дрібнозернисті.
Ефективні газонасичені товщини змінюються від 2,4 м до 62,4м.
газоводяного контакт має нахил з півдня на північ від а.о.- 704,7м до а.о.- 713,6м. Випробування поклади проведено в трьох свердловинах (33, 34 і 40). У всіх свердловинах отримані фонтани газу.
Розмір основної поклади 25,3х 10,8км, висота - 72,7м. За типом поклад масивна, водоплавна. Запаси газу становлять 100 млрд.м3. Індекс родовища 1Г.
Ети-Пуровском родовище.
Поклади вуглеводнів виявлені практично по всьому розрізу розкритих відкладень від тюменської свити до сеноманського ярусу верхньої крейди включно (пласти Ю2, Ю12, Ю11, Ач1, БП164 БП163, БП12, бП9, БП4-5, БП1, АП10 , ПК20, ПК9, ПК1) (всього 14 пластів).
З колекторів пласта Ю1 на південному куполі підняття отриманий безводний приплив нафти в скв.172, дебіти 6.9м3/добу, при депресії 13.3МПа.
Еорізонт Ю) (пласти Ю11 і Ю12) випробуваний в чотирьох свердловинах південного купола. Отримано притоки нафти від 3,9м3/добу до 169,3мз/сут. Нафтоносність ачимовской товщі (пласт Ач) доведена випробуванням скв.87 (північний купол -Отримайте нафту дебітом 0,76м3/добу), скв.171 (південний купол - отримана нафту дебітом 5,3м3/добу).
Нафта отримана при випробуванні в скв.179 і 177, 178 пластів БП164 і БП163 Фонтани нафти склали 20 і 12,2 м3/добу.
Пласт бп12 нефтенасищен тільки на південному куполі. Фонтан нафти з пластової водою отриманий в скв.179 з пласта БП9. Неперелівающій безводний приплив нафти отриманий з колекторів пласта БГ4-5. Незначні притоки безводної нафти отримані при випробуванні пластів БП1 і АП10. Продуктивні пласти ПК20 і ПК9.
Газова поклад ПК1 визначена тільки на північному куполі, де з 11 випробуваних свердловин отримано сухий газ. Поклад пласта ПК1 розкрита на глибинах 732-854м.
Всього в контурі газоносності пласта ПК1 пробурено 20 свердловин (без урахування вкв. 94, 95) і випробувано в розрізі його продуктивної частини 11 інтервалів. При випробуванні газонасичених об'єктів робочі дебіти на шайбах діаметром 16,1-24,1 мм склали 413,2-576,6 тис.н.м3/сут. при депресіях 0,08-1,38 МПа. Розрахункові значення абсолютно-вільних дебітів визначалися в 1752,2-6742,1 тис.н.м3/сут.
За типом і будовою вона аналогічна одновікових покладам газових родовищ.
Продуктивна товща представлена ??переслаиванием піщано-алевролітових і глинистих порід.
Контролюється поклад ПК) Північно-Ети-пурскую підняттям, оконтуриваются ізогіпс мінус 760м і характеризується розвитком диз'юнктивній тектоніки у відкладеннях сеномана.
Газоводянной контакт (ГВК) відбивається по комплексу ГІС на позначках від 761,0 до 770,7 метрів, в середньому становлячи 768,8м.
Поклад пласта ПК1 масивна, водоплавна. Висота поклади 115м, розміри її 11,5 х 37км.
2.2 Основні параметри сеноманской продуктивної товщі. Пористість, проникність, початкова газонасиченість
У сеноманського розрізі керн відібраний в п'яти свердловинах. Проходка з відбором керна склала 6% від загальної газонасиченої товщини. Всього виконано 112 визначень пористості, з них 53 - в газонасиченої частині розрізу.
Колекторами газу є середньо- і дрібнозернисті піщано-алевритові породи, дуже пухкі, слабосцементірованние, з нерівномірним розподілом глинистого матеріалу. За своїм складом породи схожі з сеноманського колекторами газових родовищ півночі Тюменської області.
Пористість по керну становить 30,8%. Можливо, пористість занижена за рахунок недовиноса керна з найбільш пухких піщаних порід. Коефіцієнт пористості, визначений по залежностях керн-геофізика по вкв. 41 і 48 Ямбурзького родовища, становить 0,318, а по зв'язках, побудованим для родовищ південної групи, - дорівнює 0,34. Коефіцієнт пористості по Ямбурзькими залежностям, можливо, занижений, оскільки різниця глибин залягання продуктивної товщі Ямбурзького і Вингаяхінского родовищ становить 300м.
Коефіцієнт початковій газонасиченості визначений по залежності питомого опору від об'ємної вологості, отриманої по родовищах з аналогічним типом колекторів (Вингапуровское, Комсомольське, Губкінське). Середньозважене значення по родовищу одно 0,64.
Проникність колекторів (Кпр) визначена по залежності Кпр=f (Кпеф). Середньозважене значення проникності становить 0,7755мкм2. По керну не визначені залишкова водонасиченому і проникність.
Для сеноманской товщі характерно досить складну будову: значна мінливість літологічного складу, сильна розчленованість продуктивної товщі, ...
