Составил В.Г. Каналин 10 страница

В литологическом отношении все продуктивные пласты сложены однозначным комплексом терригенных отложений — переслаивающимися песчаниками, глинистыми алевролитами, алевролитами. Песчаники обычно серые, буровато-серые, мелкозернистые; обломочного материала 80 - 97%. Геолого-промысловые особенности залежей продуктивных пластов сведены в табл. 46.

Анализ данных табл. 46 показывает, что коллекторские свойства улучшаются вверх по разрезу. Средняя взвешенная величина проницаемости нижних пластов 0,020 - 0,040 мкм², а верхних 0,165 - 0,477 мкм². В целом наилучшими коллекторскими свойствами обладают пласты БВ₆ и АВ₁.

Свойства нефтей, наоборот, ухудшаются вверх по разрезу. Например, вязкость нефти увеличивается в 6 раз. При опробовании скважин оказалось, что наилучшими дебитами обладают пласты БВ₉, БВ₆, АВ₂.

Запасы нефти Северо-Покурского месторождения рассредоточены по большому числу залежей, что требует весьма серьезного подхода к выделению эксплуатационных объектов, базисных и возвратных пластов.

Пласт БВ₉ представлен песчаниками с прослоями глин и алевролитов; промышленно нефтеносен в пределах южного участка. При опробовании получена нефть плотностью 0,849 г/см³ с дебитом 101 — 144 т/сут. Залежь пластовая сводовая, высокодебитная. Пласт БВ₈ сложен песчаниками, которые замещаются алевритами и глинами по площади и разрезу. Пласт разделен на два пропластка БВ₈ и БВ₈², которые на отдельных участках южного купола сливаются между собой (скв. 627). Общая толщина пласта 3 - 13 м, эффективная 1,5 - 4,5 м. Залежь в нижнем пропластке выявлена в пределах только южной части площади, ее высота 20 м, тип — пластовая сводовая. Дебиты нефти при 8-мм штуцере достигают 15—145 т/сут.

Залежи в верхнем пропластке распространены в пределах обоих куполов. Дебиты нефти 5 - 10 т/сут.

Пласт БВ₆ сложен песчаниками, характеризующимися значительной макронеоднородность. Здесь выявлено 6—7 плотных прослоев, наибольшее замещение которых глинистым материалом фиксируется в северной части площади. Общая толщина пласта от 14 до 20 м, эффективная от 3,8 до 18 м. В пласте также имеются две залежи на северном и южном участках. ВНК на южном участке фиксируется в пределах - 2092,2 ÷ - 2094,4 м, высота залежи достигает 29 м. В пределах северного участка ВНК выявлен на отметке - 2093 ÷ - 2101 м, высота залежи достигает 16 - 24 м. Обе залежи по типупластовые сводовые, высокодебитные.

Пласты БВ₂, БВ₁ БВ₀ и АВ₅ содержат промышленные залежи нефти лишь в пределах южного участка площади. Они представлены песчаниками, отличающимися значительной неоднородностью. Например, их общая толщина изменяется от 10 до 23 м, эффективная от 2 до 17 м. Коллекторские свойства улучшаются вверх по разрезу, средняя проницаемость изменяется от 0,165 до 0,226 мкм². Свойства нефти, наоборот, ухудшаются вверх по разрезу.

Пласт АВ₂ сложен песчаниками, фациально заметающимися алевролитами и глинами. Нередко этот пласт относили к вышележащему пласту АВ₁³, что можно объяснить сокращением толщины глинистого раздела между ними до 1- 2 м вследствие его размыва (до полного отсутствия, например в скв.616). Пористость достигает 26,3%, проницаемость изменяется от 0,0335 до 0,339 мкм². Опробование пласта производили совместно с пластом АВ₁³ Залежь пластовая, литологически экранированная.

Пласт AB₁³ представлен песчаниками и алевролитами, коллекторские свойства которых резко изменяются по площади и разрезу. Так, пористость колеблется от 19,1 до 27,6%, средневзвешенное значение (по 271 образцу) равно 23,7%. Залежь пластовая, литологически экранированная, высокодебитная.

Таким образом, в целом продуктивные пласты Северо-Покурского месторождения характеризуются значительным различием геолого-промысловых характеристик.

Анализ всех геолого-промысловых показателей залежей продуктивных пластов южного участка описываемого месторождения позволил выделить здесь от двух до четырех эксплуатационных объектов. Для упрощения расчетов при предварительной оценке различных вариантов совмещения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты можно рекомендовать, вероятно, метод числовой оценки комплекса геолого-промысловых параметров, которые разбиваются по значениям экспериментального интервала на пять ранговых групп или категорий (по данным В. Г. Каналина и др., 1974 г.).

Показателем совмещения пластов в эксплуатационные объекты при каждом варианте служит ранговый потенциал совокупности его параметров, который вычисляется по формуле

,

где W — показатель совмещения пластов в эксплуатационные объекты (ранговый потенциал); R — весовой коэффициент оценочного параметра; V — ранговые оценки фактических значений параметров; п — число оценочных параметров.

На основании табл. 46 и оценки геолого-промысловых параметров получим следующие рантовые потенциалы W для продуктивных пластов Северо-Покурского месторождения: АВ₁³+АВ₂—2,43; БВ₀—1,8; БВ₂ —2; БВ₂ - 2; БВ₈¹ – 2; БВ₉ — 2; АВ₄ — 2; БВ₁ - 1,8; БВ₆ — 2,28; БВ₈² — 1,8; БВ₈²+БВ₉ — 2,57.

Анализ этих показателей свидетельствует о возможном выде­лении в разрезе трех эксплуатационных объектов: 1) AB₁³ + AB₂; 2) БВ₆; 3) БВ₈¹ или БВ₉.

Объединение пластов БВ₈¹+БВ₈²+БВ₉ с близкими ранговыми оценками дает ранговый потенциал, равный 2,57. Таким образом, на основании анализа геолого-промысловых параметров, а также предлагаемой методики ранговой оценки данных параметров можно выделить три эксплуатационных объекта: 1) АВ₁³; 2) БВ₆; 3) БВ₈+БВ₉¹.

Для окончательного решения вопроса о выделении наиболее рационального варианта эксплуатационных объектов в разрезе Северо-Покурского месторождения были проведены совместно с институтом СибНИИНП технологические расчеты. Брались варианты с пяти- и трехрядным расположением скважин, рассчитывались восемь подвариантов в зависимости от различного сочетания продуктивных пластов и числа выделенных эксплуатационных объектов.

Анализ технико-экономических показателей разработки позволил сделать вывод — наиболее рациональным следует принять вариант, предусматривающий выделение в разрезе Северо-Покурского месторождения (южный участок) трех эксплуатационных объектов: 1) AB₁³+AB₂; 2) БВ₆; 3) БВ₈+БB₉; сетка скважин — с трехрядным расположением скважин. Залежи пластов AB₅, БВ₀, БB₁, БВ₂ при этом будут вводиться в разработку как возвратные после окончания разработки объекта БВ₈+БВ₉. Для контроля и регулирования разработки рекомендуется раздельная закачка воды в пласты каждого объекта.

 

 

 

Таблица 46

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Северо-Покурского месторождения

Параметры	БВ9	БВ82	БВ81	БВ6	БВ2	БВ4	БВ0	АВ5	АВ2	АВ13
Год открытия Общая толщина пласта, м Начальная отметка ВНК, м Высота залежи, м Проницаемость по керну, мкм2 Толщина плотных перемычек, м Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 Начальное пластовое давление, МПа Давление насыщения, МПа Коэффициент растворимости газа, м3/м3 Газовый фактор, м3/т Дебит нефти, т/сут Температура пласта, °С	6-23 -2191 0,039 10-12 0,849   22,1   9,0 -   - 118-170	3-5 -2181,5 0,039 0,849   22,0   8,9 -   79,7 -	0,5-8 -2162 0,023 70-75 0,849   21,9   8,89 -   79,69 -	14-20 -2093 25-30 0,122 15-20 0,369   21,25   8,16 -   58,4 98-147 87-91	14-21 -1938,2 10-12 0,226 4-7 0,876   19,13   - -   12,5 96,5 84,5	15-18 -1822,2 0,134 0,876   19,95   - -   31,5 76,5	14-23 -1894,4÷-1901,8 0,165 8-12 0,876   19,8   - -   - - -	10-13 -1758,1÷-1760,6 8,5 0,076 0,879   17,9   - -	25-31 -1701 11,5 0,126 0-5 0,863   17,3   - -   59,5-150 68-70	- -1696÷-1701 0,477 18-25 0,869   16,96   8,0 -   74-128

 

Таким образом, предварительное выделение в разрезе Северо-Пекурского месторождения трех эксплуатационных объектов совпадает с оптимальным вариантом, рассчитанным по данным технико-экономических показателей разработки, который также предусматривает выделение трех эксплуатационных объектов и одного возвратного, что необходимо учитывать при проектирования его разработки.

Следовательно, предлагаемая методика ранговой характеристики геолого-промысловых параметров при совмещении продуктивных пластов в эксплуатационные объекты позволяет перейти от качественной к количественной оценке различных вариантой подобного совмещения, т. е. решать одну из задач при проектировании разработки многопластовых нефтяных и газонефтяных месторождений Западной Сибири.

25. 1.2. Аганское нефтяное месторождение

Аганское нефтяное месторождение расположено в пре­делах Нижневартовского свода Западной Сибири. Разрез его представлен породами палеозойского фундамента, триасовой, юр­ской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем. В результате разведочных работ в разрезе выявлены нефтяные залежи в пластах БВ₂₂, БВ₁₉, БВ₉, БВ₈, БВ₆, а также нефтепроявления в пластах АВ₄, АВ₃. Этаж нефтеносности достигает 350 м. Геолого-промысловые параметры пластов представлены в табл. 47.

Геолого-промысловые особенности нефтяных залежей описываемого месторождения были установлены в процессе разведочных работ на стадии подсчета запасов нефти и проектирования разработки прямыми, геофизическими, гидродинамическими и геолого-промысловыми методами. Кроме того незначительное внимание уделялось изучению пластов с помощью глубинных дебитомеров и расходомеров. Обобщение и интерпретация геолого-промысловой информации по изучаемому месторождению осуществлялись графическим способом путем построения схем, карт, геологических разрезов. В меньшей степени обобщение геолого-промысловой информации производилось на основе количественной оценки средних значений и степени рассеяния изучаемых признаков.

На основе обобщения получаемой информации пласт БВ₂₂ ачимовской пачки в песчаной фации зафиксирован в северо-за­падной и восточной частях структуры. В скв. 4, 5 толщина песча­ников достигает 8,8 м, в скв. 9 песчаники полностью замещаются глинами. При испытании скв. 4 получен приток безводной нефти дебитом 10,2 м³/сут при депрессии 4,8 МПа, пластовое давление 24,6 МПа, а при опробовании скв. 5 получен приток нефти с дебитом 7,3 м³/сут при депрессии 84,3 МПа. Плотность нефти 0,843 г/см³, вязкость 5,4 мм²/с (при 20° С), содержание парафина; 2,1%, серы 0,52%. Залежь литологически экранированная.

Таблица 47

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Аганского месторождения

Параметры	Продуктивные пласты
БВ9	БВ8	БВ6	БВ22	БВ19
Тип залежи	Пластовая сводовая	Пластовая сводовая	Пластовая сводовая	Литоло-гически экраниро-ванная	Литоло-гически экраниро-ванная
Общая толщина пласта, м	21,7	19,7	5,5	12,6	9,0
Начальная отметка ВНК, м	-2176	-2176	-2055	-2356	-2401
Толщина плотных перемычек, м	4 – 8	90 – 95	-2055	-2401
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,850	0,848	0,884	0,843	0,929
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,725	0,736	0,829	-	-
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мм2/с	6,18	6,59	33,89	5,4	3,18
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	0,60	0,55	3,25	-	-
Начальное пластовое давление, МПа	22,36	22,48	20,59	25,26	-
Давление насыщения, МПа	10,8	10,94	10,15	-	-
Газовый фактор, м3/т
Содержание серы, %	0,93	0,89	1,09	0,52	0,5
Содержание парафина, %	1,69	2,65	3,46	2,1	1,84
Дебит нефти, т/сут		50 – 170	94,92	3,40	1,7
Температура пласта, 0С

 

Пласт БВ₁₀ в песчаной фации распространен также на отдельных участках площадей: на северо-западе (район скв. 4, 5, 8) и на юго-востоке (скв. 2, 10, 12). Эти зоны отделены друг от друга полосой глинизации, прослеживающейся через центральную часть площади в северо-восточном направлении (скв. 3, 11). Характерно, что нефтеносность зафиксирована только в скважинах юго- восточной зоны. Коллекторы пласта БВ₁₀ северо-западной зоны по данным БКЗ водоносны. Эффективная толщина пласта изменяет­ся от 0 до 8,6 м. При испытании скв. 10 получена безводная нефть, дебит ее составил 2,15 м³/сут при депрессии 2,5 МПа. Плотность нефти 0,829 г/см³, вязкость 3,18 мм²/с, содержание серы 0,5%, парафина 1,84%. Залежь литологически экранированная.

Пласт БВ₉ сложен песчаниками, алевролитами и глинами. Проницаемость изменяется от 0,0023 до 0,396 мкм². Наблюдается чет­ко выраженная закономерность в изменении эффективных тол­щин по площади. Так, на западном крыле суммарная толщина коллекторов составляет 4—5,6 м (скв. 3, 5, 8), к востоку она постепенно возрастает, достигая 16,6—19,4 м (скв. 9, 10). Число пропластков от трех до шести. При опробовании пласта при 8-мм штуцере дебит нефти равен 180 т/сут, газовый фактор 52 м³/т. Плотность нефти 0,849 г/см³, вязкость 618 мм²/с, в пластовых условиях плотность достигает 0,742 г/см³. Раздел нефть - вода установлен на отметке —2176 м, высота залежи при этом составит55 м. Залежь пластовая сводовая, высокодебитная.

Пласт БВ₈ представлен песчаниками и алевролитами, но степень его неоднородности гораздо меньше по сравнению с нижележащим пластом. Число пропластков от одного до трех. Порис­тость колеблется от 19,7 до 25%, проницаемость от 0,004 до 2,198 мкм². В распределении эффективных толщин наблюдается точно такая же закономерность, как и для описанного выше пласта, причем на востоке и северо-востоке они составляют 11,4—13,8 м (скв. 4, 6,9, 10), а на юго-западе— 19- 20,4 м (скв. 2 8). Нефть полученная из пласта, имеет плотность 0,849 г/см³, вязкость 6,71 мм²/с. В пластовых условиях плотность 0,724 г/см³ и вязкость 0,65 МПа*с, объемный коэффициент 1,294. Пластовое давление равно 22,0 МПа, давление насыщения 11,0 МПа, газовый фактор 106 м³/т. Дебиты нефти при 8-мм штуцере колеблются от 50 до 170 т/сут. ВНК проводится на отметке —2176 м. Высота залежи при этом составит 75 м. Залежь пластовая сводовая.

Пласт БВ₆, сложенный песчаниками, алевролитами, глинами, залегает в низах вартовской свиты. Пористость определялась по геофизическим данным. Коэффициент продуктивности по индикаторной кривой равен 30 м³/(сут*МПа), проницаемость 2,799 мкм². В сводовой части эффективная толщина пласта около 2 м (скв. 1, 4), к крыльям же она возрастает, достигая 7,2 м (скв. 8).

При опробовании пласта в скв. 4 через 10-мм штуцер получен фонтан нефти дебитом 116 м³/сут, через 8-мм штуцер — 90 м³/с газовый фактор 34 м³/м³. В пластовых условиях плотность нефти 0,829 г/см³, вязкость 3,25 МПа*с, давление насыщения 10,15 МПа. Плотность сепарированной нефти 0,885 г/см³. ВНК по данным опробования и геофизическим материалам проводится на отмет­ке -2055 м. Залежь пластовая сводовая, высота ее 35 м.

В 1971 г. институтом Гипротюменнефтегаз была составлена комплексная схема разработки и обустройства Аганского нефтя­ного месторождения, а в 1972г.—дополнительная записка к тех­нологической схеме разработки данного месторождения. Уточнен­ный вариант разработки, предложенный Центральной комиссией по разработке Министерства нефтяной промышленности, предусматривал разработку лишь залежи пласта БВ₈. Рекомендовалось разрезание залежи поперечными рядами нагнетательных скважин на блоки с пятирядным размещением добывающих скважин и су­жение полосы с целью достижения максимального уровня добычи нефти. Кроме того, в виде эксперимента в общей системе разра­ботки планировалась одна полоса с трехрядным размещением добывающих скважин. Намечалось также сопоставление уточнен­ного варианта с вариантом трехрядного размещения добывающих скважин при равной ширине полосы.

В качестве уточненного принят вариант с пятирядным распо­ложением скважин и одной полосы с трехрядным расположением. Предусматривалось бурение 407 скважин, из которых 253 добы­вающие, 83 нагнетательные, 24 водозаборные, 47 резервных; ис­пользуются также 10 разведочных скважин. Месторождение было введено в разработку в 1973 г.

Таким образом, недостаточное количество исходного геолого-промыслового материала не позволило проектировать разработку как в целом всего месторождения, так и залежи пласта БВ₉. Здесь на северо-восточном и юго-западном участках запасы нефти под­считаны по категории С₂. Онедостаточной изученности залежи свидетельствует и принятая сетка скважин с пяти- и трехрядным расположением скважины. Не получено материалов по нефтенос­ности пластов группы А, которые регионально нефтеносны в пре­делах Нижневартовского свода.

Полученные за последнее время геолого-промысловые материа­лы позволяют все же с некоторой долей условности оценить про­дуктивные пласты с точки зрения их разработки, наметить пред­варительную схему разработки в целом всего месторождения.

Изучение положения залежей нефти в разрезе месторождения, их литологические и коллекторские особенности, свойства нефти как в пластовых, так и поверхностных условиях, соотношение пло­щадей нефтеносности и вмещающих запасов нефти и газа, харак­тер режима пластов и результаты их испытаний позволяют пред­варительно наметить следующие варианты сочетания продуктивных пластов в эксплуатационные объекты, объекты возврата и т.д., представленные в табл. 48.

Таблица 48

Варианты выделения эксплуатационных объектов на Аганском многопластовом месторождении

Продуктивные пласты	Варианты
I	II	III	IV
БВ6	1-й объект	Возвратный	Возвратный	1-й объект (БВ6+ БВ9)
БВ8	2-й объект	1-й объект	1-й объект (БВ8+ БВ9)	2-й объект (БВ8)
БВ9	3-й объект	2-й объект
БВ19	4-й объект	3-й объект	2-й объект	3-й объект
БВ22	5-й объект	4-й объект	3-й объект	4-й объект

Геолого-промысловые данные свидетельствуют о том, что ос­новные запасы месторождения сосредоточены в двух пластах: БВ₈ и БВ₉. Эти пласты можно рекомендовать для раздельной экс­плуатации. Это позволит быстро обеспечить высокий уровень до­бычи и улучшить экономические показатели разработки.

Вышележащий пласт БВ₆ содержит нефть с несравненно худ­шими (с точки зрения разработки) параметрами; вязкость ее в 5 раз выше, чем по описанным выше залежам и плотность нефти значительно выше. Разница в свойствах пластовых нефтей не по­зволяет разрабатывать пласт БВ₆ одновременно с основными за­лежами, хотя скважинами, проектируемыми на пласт БВ₈, залежь пласта БВ₆ будет полностью разбурена. В то же время небольшие запасы делают экономически неоправданными проектирование от­дельной сетки добывающих скважин па пласт БВ₆. В связи с этим запасы пласта БВ₆ наиболее целесообразно выработать с исполь­зованием скважин, возвращаемых с пластов БВ₈ и БВ₉ по мере их обводнения. На уровне добычи это существенно не отразится.

Современное состояние изученности залежей пластов БВ₁₉ и БВ₂₂ не позволяет дать каких-либо конкретных рекомендаций относительно их разработки. Прежде чем проектировать по ним добычу, следует эти залежи доразведать путем углубления части добывающих скважин на 250 м до вскрытия упомянутых залежей. После оконтуривания эти две залежи могли бы быть выделены в качестве самостоятельных объектов разработки. Следует указать, что в плане они не перекрывают друг друга. Нам представляется, что предлагаемый вариант имеет достаточно оснований. Хотя на сегодняшний день считается, что в пластах BB₁₉ и БВ₂₂ содер­жится менее всего запасов, окончательно на вопрос о промышлен­ной ценности этих залежей ответит доразведка. Не исключена воз­можность расширения контуров залежей, особенно по пласту БВ₂₂. Скважины эксплуатационной сетки на эти залежи вначале могут быть использованы для контроля за разработкой основных объектов БВ₈ и БВ₉, а в конечную стадию разработки месторождения – для некоторого увеличения коэффициента нефтеотдачи по основ­ным объектам путем увеличения плотности сетки по нему за счет возврата скважины с пластов БВ₁₉ и БВ₂₂.

Материалы бурения последних разведочных скважин свидетельствуют о том, что в пластах AB_1-2 аптского и барремского ярусов также содержится нефтяная залежь. По аналогии с другими месторождениями Нижневартовского свода можно предпо­ложить, что продуктивные пласты AB_1-2 будут характеризоваться чрезвычайными литологической неоднородностью и сложностью. В связи с этим до проектирования разработки эту залежь следует детально изучить по материалам скважин эксплуатационной сетки на пласт БВ₈. Только после оценки запасов залежи AB_1-2 мож­но будет решить вопрос относительно ее разработки: или бурить отдельную сетку скважин, или же будет более оправдан экономичес­ки возврат скважин с нижележащих объектов.

Таким образом, изучение особенности геологического строения продуктивных пластов Аганского месторождения позволяет нам рекомендовать второй вариант выделения эксплуатационных объ­ектов (см. табл. 48). Следует признать, что этот вариант приведет к некоторой задержке с вводом в разработку второстепенных залежей. Выигрыш же в том, что рекомендуемый вариант позволит эксплуатировать месторождение экономически более выгодно и на основании более полного объема геолого-промысловых материалов. Кроме того, в пользу рекомендуемого варианта свидетельствует также и то обстоятельство, что задержка с вводом в разработку залежей пластов БВ₆, БВ₁₉ и БВ₂₂ существенно не отразится на общем уровне добычи по месторождению.

Таким образом, анализ полученных материалов по Аганскому нефтяному месторождению позволяет сделать вывод о недостаточном количестве геолого-промысловой информации, полученной на стадии проектирования разработки.

25. 1.3. Федоровское нефтегазовое месторождение

Федоровское месторождение расположено в пределах Сургутского свода, к юго-восточной части Чернореченского купо­ловидного поднятия. Разрез месторождения представлен породами складчатого палеозойского фундамента, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания.

В разрезе месторождения выделены продуктивные пласты AС₄, AC_5-6, BC₁, БС₁₀, сложенные песчано-алевритовыми породами. В пластах АС₄, АС_5-6 зафиксированы газовые залежи с небольшими нефтяными оторочками, в пластах ВС₁, БС₁₀— нефтяные залежи Геолого-промысловые особенности описываемых залежей устанавливались прямыми, геофизическими, гидродинамическими, геолого-промысловыми методами. Интерпретация получаемой ин­формации осуществлялась на основе количественной оценки средних значений и степени рассеяния изучаемых геолого-промысловых признаков, а так же путем построения геологических разрезов, схем и различных карт. Полученная на этой основе геолого-промысловая характеристика залежей продуктивных пластов приведена в табл. 49.

Пласт АС₄ сложен песчаниками и алевролитами, установлено один-два глинистых прослоя, наблюдается его глинизация в по­дошвенной части на крыльевых участках структуры (скв. 95).

Таблица 49

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Федоровского нефтегазового месторождения

Параметры	АС4	АС5-6	БС1	БС10
Дата открытия, год
Тип залежи	Пластовая сводовая
Возраст	Баррем	Баррем	Готерив	Валанжин
Глубина залегания пласта, м	1848 – 1882	1860 – 1892	2016 – 2031	2270 – 2317
Общая толщина, м	1,6 – 7,6	20 – 37	3,2 – 8,6	30 – 42
Начальная отметка, ГНК, м	-1808	-1808	-	-
Начальная отметка, ВНК, м	-1821÷ -1823	-1821÷ -1823	-1960	-2242
Проницаемость по керну, мкм2	0,400	0,400	-	0,304
Проницаемость по промысловым исследованиям, мкм2	-	-	0,240	0,240
Гидропроводность, мкм2*см/(мПа*с)	-	-
Коэффициент песчанистости	0,68	0,76	0,68	0,72
Коэффициент расчлененности	-	-		5,5
Коэффициент газонасыщенности	0,5	0,5	-	-
Коэффициент нефтенасыщенности	-	0,7	0,7	0,75
Толщина плотных перемычек между пластами, м	0,8	0,8
Расстояние между пластами, м	0 – 10	0 – 10
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,742 (конденсат)	0,829	0,899	0,856
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	-	0,801	0,831	0,775
Относительная плотность газа	0,692	0,576	0,58	0,76
продолжение табл. 49
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мм2/с	0,8	4,3	67,6	8,35
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	-	-	4,3	1,2
Объемный коэффициент	-	-	1,15	1,3
Коэффициент усадки, %	-	-	6,6	22,0
Начальное пластовое давление, МПа	18,9	18,9	19,8	23,0
Давление насыщения, МПа	-	-	13,0	9,5
Газовый фактор, м3/т	-	-
Дебиты нефти, м3/сут	-	-
Дебиты газа, м3/сут
Коэффициент продуктивности, м3/(сут. МПа)	-	-
Температура пласта, 0С				67,5
Режим работы залежи	Упруго-водо-напорный	Упруго-водо-напорный	Газо-водо-напорный	Газо-водо-напорный