ustify"> Розглядаючи вибірки показника по найбільш дослідженим пластам та об'єктам розробки слід зауважити, що верхня межа діапазону майже в 10 - 20 разів перевищує вище охарактеризовані результати, отримані з досліджень ПГИ і близькі до значень лабораторних аналізів. У подібному співвідношенні знаходяться і середні значення проникності досліджуваних пластів. Характерно, що проникності кожного з пластів Ю 1А 1, Ю 1Б 1, Ю 2 1, Пд 3 1 між собою розрізняються не настільки разюче (0,05 - 0,08 мкм 2) як між об'єктами: Ю 1 1 - 0,108 мкм 2 і Ю 2 + 1 березень - 0,026 мкм 2. Таким чином, якщо за середнім значенням газопроникності розходження було п'ятикратним, то по ГІС - чотириразове, тобто ці види дослідження дають практично однакові результати.
Тюменські відкладення, розкриті на Східно-Вахской, Северо- Вахской і Кошільской площах, керновим матеріалом за площею і розрізу охарактеризовані нерівномірно і недостатньо. По-суті досліджений керн однієї свердловини Східно-Вахской площі, при цьому три визначення проникності по пластах Ю 1 +2 +3 і Ю 3 1 визначень з Ю 3 +4 3. Вивчено нізкопроніцаемие різниці, в результаті середні значення газопроникності складають 0,002 - 0,003 мкм 2 при дослідженій максимальній величині параметра 0,014 мкм 2. Цього обсягу досліджень, очевидно, далеко не достатньо для представлення середніх фільтраційно-ємнісних характеристик пласта.
Фільтраційно-ємнісні властивості порід тюменської свити з необхідною повнотою представлені тільки за даними ПГИ. При цьому найбільшою середньою проникністю (0,012 мкм 2) характеризується пласт Ю 2 3, який серед продуктивних пластів тюменської свити виділяється як основний об'єкт розробки, що містить найбільші запаси нафти. Його проникність на 30% перевищує середню проникність об'єкта Ю 2 + 3 Розділ 1. За іншим частинам тюменської свити проникність істотно нижче; середні значення становлять 0,04 - 0,007 мкм 2. Величина відкритої пористості практично ідентична середнім верхніх об'єктів Пд 1 1 і Ю 2 + 3 Розділ 1.
За даними нечисленних гідродинамічних досліджень, проведених в 7 свердловинах, є відомості (КВД) тільки по пластах Ю 1 + 2 +3, Ю 2 3, по них максимальне значення досягає 0,01 мкм 2 [3].
2.5 Властивості і склад нафти, газу та води
Згідно з дослідженнями пластової нафти, насамперед виявляється значна недонасищенность нафти газом, у зв'язку з цим спостерігається низький об'ємний коефіцієнт (1,216 - 1,237) і високий коефіцієнт пережатия (тиск насичення майже вдвічі нижче початкового пластового) (Таблиця 2.3 ).
Низький вміст смолисто-асфальтенових сполук (8,6 - 10,4%), високе - легких погонів нафти зумовило і інші сприятливі (з позиції розробки) характеристики флюїдів: легкі, маловязкие (1,03 -1,27 мПа х с). За значеннями інших показників (відповідно до існуючої класифікації) нафти розглядаються як парафінисті (2 - 3%), малосірчисті.
Склад попутного газу по всіх об'єктах характеризується як жирний (вміст метану 66 - 68%) при невеликому вмісті вуглекислого газу, азоту та інертних газів (Таблиця 2.5).
Пластові і закачується сеноманские води розглянутих родовищ мають в цілому низьку щільність, практично однакову з прісною, що узгоджується з невисокою мінералізацією (Таблиця 2.6).
Відомості про фізичні властивості, Газосодержание пластових вод відсутні, цілеспрямованих відборів проб і досліджень не проводилося.
При проведенні гідродинамічних розрахунків використовується в'язкість пластової води, яка при незначному Газосодержание, в основному, залежить від температурних умов. У практиці робіт проектування широко використовується відповідна залежність, отримана в СібНІІНП. Згідно з останньою, в'язкість пластової води 0,40.
Таблиця 2.3 Властивості пластової нафти
ПараметриВахскоеПластЮ1Пластовая температура С091Давленіе насичення МПа8Газосодержаніе, м3/т86,5Газовий фактор, м3/т71,6Об'емний коеффіецент при дефференціальном розгазування, м3/м31,237Плотность пластової нафти МПа * с738,9Вязкость пластової нафти МПа * с1,22Колічество определенійоднократного разгазірованіядіффер.55Разгазір.17
Таблиця 2.4 Фізико-хімічна характеристика поверхневих проб нафт.
ПараметриВахскоеЮ1Ю1Ю2Плотность, г/см30,8450,8480,849Температура застигання, С0-15,8-17-12,7Содержаніе,% Серы0,540,540,42Смол6,827,037,78Асфальтенов1,832,12,6Парафинов2,262,992,73Вязкость, мПа * с при 20С07,677,1910,3Прі 50С03,533,454,28Виход фракцій,% об'емний100С0594150С0182913200С0303325300С0515448
Таблиця 2.5 Компонентний склад нафтового газу (мольное зміст,%)
ПараметриВахскоеПластЮ1Углекіслий газ1,18Азот + рідкісний в т.ч.гелий1...
