ВНК залежи в районе скв. 58-233-209 проводится на а.о -2227,5 м, соответствующей подошве нижнего коллектора в скв. 209, нефтенасыщенного по данным ГИС, что подтверждается получением безводного притока нефти при испытании.

ВНК залежи в районе скв. 1148 проводится на отметке -2191,5 м, соответствующей подошве последнего нефтенасыщенного по ГИС прослоя.

ВНК залежи в районе скважины 3164 принимается на отметке -2194,7 м, соответствующей подошве коллектора, интерпретируемого как нефтенасыщенный по ГИС. ВНК локально изменяется в районе скважины 1151, где водонасыщенные коллекторы вскрыты на а.о -2193,5 м.

Газоводяной контакт залежи в районе скв. 375 проводится на а.о -2192 м, средней между а.о подошвы нижнего коллектора в скв. 375, газонасыщенного по данным ГИС (-2190,6 м), и а.о кровли верхнего коллектора в скв. 62, водонасыщенного по данным ГИС (-2193,4 м).

ГВК залежи в районе скв. 212 проводится на а.о -2182,5 м, соответствующей подошве нижнего коллектора в этой скважине, газонасыщенного по данным ГИС, что подтверждается получением фонтана газа при испытании.

Пласт АчБВ₁₅¹ испытан в семи поисково-разведочных скважинах. Промышленные безводные притоки нефти при раздельном испытании получены в 4 скважинах, промышленные притоки газа - в 2 скважинах. Дебиты нефти при испытании составили от 8,7 м³/сут на среднем динамическом уровне 1050 м (скв. 214) до 45,2 м³/сут при фонтанировании на 6 мм штуцере (скв. 213). Притоки газа составили от 120 тыс. м³/сут на диафрагме диаметром 13,2 мм (скв. 212) до 233 тыс. м³/сут на диафрагме 16 мм (скв. 219). Дебит стабильного конденсата в скв. 219, в которой проводились соответствующие исследования, составил 18,2 м³/сут при дебите газа 23,2 тыс. м³/сут при фонтанировании на 6 мм штуцере и диафрагме 8 мм на выходе из сепаратора.

Продуктивный пласт АчБВ₁₄ приурочен к кровле ачимовской толщи, соответствующей средней подсвите куломзинской свиты. Пласт развит лишь в западной части месторождения, к западу от линии скважин 86-235-72-519-82-209, в залегании, переходящем в направлении с востока на запад от ортоклиноформного к фондаформному. Общая толщина пласта в стратиграфических границах, вскрытая скважинами, постепенно увеличивается в направлении с северо-востока на юго-запад от 2,7 м - до 32,0 м.

Коллекторские прослои в разрезе пласта АчБВ₁₄ появляются лишь в крайней западной части месторождения, к западу от скв. 203-208-67.

Пласт АчБВ₁₄ перекрывается глинистыми породами верхней подсвиты куломзинской свиты. От продуктивного пласта БВ₁₃ его отделяет пачка слабопроницаемых пород, толщина которой постепенно увеличивается с северо-востока на юго-запад. В зоне развития коллекторов пласта АчБВ₁₄ она изменяется от 20,0 м-до 31,8 м.

Нефтяная залежь пласта АчБВ₁₄ приурочена к западному крылу западной брахиантиклинальной складки. Протяженность залежи с северо-востока на юго-запад составляет 8,8 км, ширина в северной части составляет 3 км, в южной - 5,5 км. Высота залежи достигает 49 м. По типу залежь является пластовой литологически экранированной.

В пределах залежи пробурено 5 поисково-разведочных скважин. ВНК проводится на абсолютной отметке -2328,7 м, соответствующей а.о подошвы нижнего коллекторского прослоя в скв. 221, нефтенасыщенного по данным ГИС. Нефтенасыщенность коллекторов до подошвы подтверждается получением безводного промышленного притока нефти дебитом 10,8 м³/сут на уровне 1030 м в процессе испытания этой скважины. Скв. 229, расположенная в 0,5 км за пределами внешнего контура, вскрыла кровлю водонасыщенных по данным ГИС коллекторов на а.о -2359,1 м.

Чисто НЗ приурочена к восточной части залежи, ее площадь составляет 68% от общей площади. На долю ВНЗ приходится, соответственно, 32% площади залежи.

Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются по скважинам от 1,4 м до 12,2 м. Среднее значение h_э.н по НЗ составляет 3,7 м, по ВНЗ 4,4 м.

Продуктивный пласт БВ₁₁². Выделена одна залежь. Залежь газонефтяная пластовая сводовая. ГНК принят на а. о -2078 м, ВНК - на а. о -2084 м. Размеры залежи 15х9 км, высота 45 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется в пределах 3,2-8,1 м, составляя в среднем 3,95 м; эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 34 м.

Покрышкой пласта БВ₁₁² является хорошо выдержанная по простиранию глинистая пачка, разделяющая пласты БВ₁₁² и БВ₁₁¹, толщиной от 5 до 15 м.

В пласте БВ₁₀¹ выделена газонефтяная залежь, приуроченная к своду структуры. Залежь массивная с газовой шапкой высотой 25 м и нефтяной оторочкой. ГНК принят на а. о. -1985 м. Абсолютные отметки ВНК изменяются от -1990 м до -2000,7 м. Размеры залежи 11х10 км, высота 40 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 13,6 м, в среднем 7,1 м, эффективная газонасыщенная толщина от 0,9 до 21,4 м, в среднем 6,0 м.

Пласт ПК₂₀ подразделяется на три пачки: ПК₂₀³, ПК₂₀², ПК₂₀¹ (рис. 2.42).

В пласте ПК₂₀¹ выявлены три небольшие залежи нефти.

Залежь в районе скв. №84 структурно-литологического типа ВНК проведен на а. о -1512 м. Размеры 3,2х1 км, высота 12,1 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 0,7 - 5,4 м.

Залежь в районе скв. 210 также структурно-литологического типа. ВНК проведен на а.о -1510,6 м. Размеры 1,1х1 км, высота 7,6 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,7 до 3,4 м.

Залежь в районе скв. 60 литологического типа. ВНК проведен на а. о -1510,3 м. Размеры 3,5 х 1,5 км, высота 19,8 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются в пределах 0,8 - 9,6 м, средняя величина для пласта ПК₂₀¹ - 2,5 м.

В пласте ПК₁₉ выделены две залежи.

Основная газонефтяная залежь пластовая сводовая, частично литологически экранированная. ВНК принят на а. о -1457 м, ГНК - на а. о -1438 м. Размеры 15,7 х 13 км, высота 50,3 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 4,2 м, средняя эффективная газонасыщенная - 3,4 м.

Выделенная небольшая нефтяная залежь имеет ВНК на а. о -1454 м.

2.4 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Литологические и основные фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов месторождения изучались по данным анализов керна, отобранного в поисково-разведочных и эксплуатационных скважинах, а также результатам комплексной интерпретации материалов ГИС.

Ниже даётся краткое описание ФЕС продуктивных пластов находящихся в эксплуатации. Характеристика их лабораторными определениями на керне приведена в таблице 2.2.1. В таблице 2.2.2. содержится информация о статистических рядах распределения проницаемости (ГИС - керн).

Таб. 2.2.1. Охарактеризованность лабораторными определениями фильтрационно - емкостных свойств продуктивных пластов Верхне-Колик-Еганского месторождения

Пласт	Количество лабораторных определений
	Пористость	Проницаемость	Объемная плотность	Водоудерживающая способность	Карбонатность
	Вода	Керосин
ПК19	1	34	2	34	1	34
ПК20	55	148	77	148	56	96
Итого:	56	182	79	182	57	130
БВ10	687	592	716	869	665	566
БВ11	711	804	716	876	706	726
Итого:	1398	1396	1432	1745	1371	1292
АчБВ15	16	95	39	95	16	95
АчБВ16	63	101	73	111	62	100
АчБВ17	44	81	67	83	44	80
АчБВ18	165	247	208	246	164	237
АчБВ19	108	159	125	159	107	150
Итого:	396	683	512	694	393	662
ЮВ11 + ЮВ12-3	2018	2419	2135	2594	1980	2342
ЮВ3	202	228	203	227	201	192
ЮВ8	3	8	7	8	3	8
ЮВ9	4	7	4	7	4	7
ЮВ10	99	107	107	107	99	52
Итого:	2326	2769	2456	2943	2287	2601
ВСЕГО:	4176	5030	4479	5564	4108	4685



Таб. 2.2.2. Верхне-Колик-Еганское месторождение

Статистические ряды распределения проницаемости продуктивных пластов находящихся в эксплуатации

Интервалы	ЮВ8	ЮВ3	ЮВ1	БВ16-19	БВ11	БВ101	ПК19	ПК20	ЮВ3	ЮВ1	БВ16-19	БВ101	БВ11	ПК20
изменения		число случаев, %
Кпр, 10-3 мкм2	по данным геофизических исследований скважин	по данным лабораторного изучения керна
1-5	41,5	53,4	17,6	65,4	2,1	0,9	16,1	8,0	45,0	24,5	49,0	1,9	1,9	20,0
5-20	19,5	25,8	19,0	11,6	12,7	7,1	21,6	12,9	41,3	45,9	37,0	7,7	4,2	20,0
20-50	35,2	12,9	20,5	12,5	14,7	12,8	10,4	9,4	12,5	16,4	11,7	14,9	9,2	8,3
50-100	1,3	1,7	23,1	8,0	15,8	16,3	6,1	9,2	1,3	7,4	2,3	27,3	18,6	15,0
100-200	0,6	2,2	9,0	2,0	18,7	24,7	26,4	30,0	0,0	3,8	0,0	15,2	25,3	18,3
200-300	0,6	0,3	2,7	0,3	15,6	16,2	13,6	12,2	0,0	1,2	0,0	12,0	12,2	6,7
300-400	0,0	0,5	1,1	0,2	10,2	12,1	3,3	4,9	0,0	0,4	0,0	5,8	7,0	5,0
>400	1,3	3,2	6,9	0,1	10,3	9,9	2,5	13,5	0,0	0,4	0,0	15,1	21,7	6,7

Коллекторы пласта ЮВ₁₀ представлены песчаниками с единичными прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники полимиктовые, мелкозернистые, средней крепости. Пористость меняется в пределах 12,1-19,3%, составляя в среднем 16,0%, проницаемость изменяется в пределах 1,0-45,0 мд, составляя в среднем 7,7 мд.

Пласт ЮВ₉ представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, мелкозернистые, плотные, крепкие. Пористость изменяется от 2 до 16%, проницаемость - от 0,05 до 1,1 мкм²х10^-3.

В разрезе пласта ЮВ₉ выделяются продуктивные пласты ЮВ₉² и ЮВ₉¹.

Пласт ЮВ₈ представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов. Песчаники серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, плотные, пористость меняется от 9 до 13%, а проницаемость - 0,05 до 1 мкм²х10^-3.

В разрезе пласта ЮВ₈ выделяются продуктивные пласты ЮВ₈² и ЮВ₈¹.

Отложения тюменской свиты

Терригенные отложения тюменской свиты аален-батского яруса среднего отдела юры включают в себя пласты ЮВ₂-ЮВ₃ и сложены в основном песчаниками, аргиллитами и прослоями алевролитов. Подробное литологическое описание пластов приведено ниже.

Пласты ЮВ₂-ЮВ₃ по данным исследования керна охарактеризованы в 19 разведочных скважинах (скв. 11, 58-р, 59, 60, 61, 65, 66, 70, 72, 75, 81, 82, 92, 203, 205, 209, 219, 234,235) и представлены переслаиванием песчаников, аргиллитов и единичных прослоев алевролитов.

Песчаники серые, бурые, светло-серые, буровато-серые, от тонко - до среднезернистых, средней крепости, крепкие, слабо слюдистые, с различным типом цемента содержат включения углистых растительных остатков. В разрезе песчаников наблюдается тонкая слоистость за счет буровато-серого аргиллита и растительного детрита. В скв. 11 отмечается вертикальная трещиноватость, которая заполнена кальцитом. В скв. 58, 60, 66, 70, 75, 82, 203, 219, 234 отмечается запах нефти и углеводородов на свежем изломе.

Алевролиты серые, светло-серые, крепкие, плотные, тонкозернистые, слюдистые, местами нитевидно-слоистые за счет прослоев буровато-серого аргиллита, с включением углистых растительных остатков и прослоев каменного угля толщиной до 10 см.

Аргиллиты серые, темно-серые до бурого, средней крепости, плотные, плитчатые, слюдистые, местами с раковистым изломом, с включением обугленных углефицированных растительных остатков и остатков фауны (скв. 58, 60, 219), вкраплениями халькопирита (скв. 81) и пирита (скв. 11, 60, 81). В скв. 11, 58, 59, 60, 70, 75, 82, 203, 205, 234 отмечены прослои черного угля и углистого детрита.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

Пористость, %	Проницаемость, мД	Карбонатность, %
От	до	среднее/n	от	до	среднее/n	от	до	среднее/n
Все породы
2.3	24.0	16.0/659	0.01	456.7	7.7/544	0.1	34.9	3.7/550
Породы-коллекторы
13.3	24.0	16.9/579	1.0	456.7	10.5/501	0.1	31.1	3.1/477

Где n - количество образцов.

Отложения наунакской свиты

Продуктивные пласты ЮВ₁¹ и ЮВ₁^2-3 стратиграфически приурочены к наунакской свите келловей-оксфордского яруса верхней юры.

Пласты ЮВ₁¹ и ЮВ₁^2-3 с отбором керна охарактеризованы в 37 разведочных и 7 эксплуатационных скважинах и представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Песчаники серые, буровато-серые, светло-серые, мелко-среднезернистые до алевритистых, средней крепости, с различным типом цемента, слюдистые, содержат прослои и включения углефицированного растительного материала, вкрапления пирита и остатки белемнитов. Иногда в разрезе песчаников встречаются тонкие прослои аргиллита. В скв. 11, 59, 60, 61, 63, 64, 65, 66, 67, 68, 70, 72, 75, 76, 77, 81, 82, 85, 87, 92, 202, 203, 204, 209, 212, 213, 215, 219, 221, 229, 235 в керне отмечается запах нефти и следы углеводородов на свежем сколе.

Алевролиты серые, светло-серые, слюдистые, слоистые за счет тонких нитевидных прослоев песчаника и аргиллита с остатками обуглившейся растительности и прослоями каменного угля до 10 см. Породы содержат вкрапления пирита и халькопирита.

Аргиллиты от серого до темно-серого цвета, средней крепости, плитчатые, с нитевидными прослоями песчаника и алевролита, с включением обугленных углефицированных растительных остатков и чешуек слюды, вкраплениями халькопирита и пирита. В скв. 87 в верхней части пласта при извлечении керна выделяет запах сероводорода. В разрезе аргиллитов отмечены прослои черного угля и углистого детрита.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

Пористость, %	Проницаемость, мД	Карбонатность, %
от	до	среднее/n	от	до	среднее/n	от	до	среднее/n
Все породы
1.1	26.5	16.6/2608	0.001	2021.6	7.7/2137	0	82.5	2.7/2346
Породы-коллекторы
13.9	26.5	17.4/2319	1.0	456	11.6/1939	0	23.8	1.3/2060

Где n - количество образцов.

Отложения ачимовской толщи

Пласт АчБВ₁₄ охарактеризован керном в 2 разведочных скважинах (скв. 11, 229) и представлен песчаниками с прослоями аргиллитов.

Песчаники серые, мелко-среднезернистые, уплотненные, средней крепости, в скв. 229 отмечены включения растительного углефицированного детрита. В скв. 11 - запах нефти.

Аргиллиты серые до темно-серых, крепкие.

Лабораторными исследованиями керна пласт не охарактеризован.

Пласт АчБВ₁₅ охарактеризован керном в 15 разведочных скважинах (скв. 65, 67, 70, 75, 82, 92, 202, 205, 208, 210, 213, 221, 243, 244, 245). По данным исследования керна пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, крепкие, средней крепости, слабо слюдистые, на глинистом цементе, местами тонкослоистые за счет прослоев темно-серого алевролита. В скважинах 75, 213, 244 отмечены включения растительных остатков и углистые прослои. В скв. 70, 75, 82, 213 керн с запахом нефти.

Аргиллиты серые до черного цвета, крепкие, монолитные с тонкими нитевидными прослоями алевролита, слабо слюдистые, с включением остатков обуглившейся растительности.

Алевролиты серые, светло-серые, крепкие, плотные, с тонкими нитевидными прослоями темно-серого аргиллита.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

Пористость, %	Проницаемость, мД	Карбонатность, %
От	до	среднее/n	от	до	среднее/n	от	до	среднее/n
Все породы
2.1	25.5	17.5/95	0.001	108	0.39/39	0.1	41	6.0/95
Породы-коллекторы
18.4	25.5	21.3/56	2.4	108	24.9/12	0.1	9.9	1.5/56

где n - количество образцов.

Пласт АчБВ₁₆ охарактеризован керном в 12 разведочных (скв. 63, 68, 70, 72, 75, 82, 86, 205, 208, 209, 210, 244) и 2 эксплуатационных (скв. 383, 3001) скважинах. По данным исследования керна продуктивный пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, уплотненные, с различным составом цемента, с прослоями аргиллита и растительного детрита и включениями остатков обуглившейся растительности. В скв. 82, 209, 210, 244 керн с запахом нефти на свежем изломе.

Аргиллиты серые, темно-серые, плотные, крепкие, слюдистые, с нитевидными прослоями алевролита, с включением растительного детрита.

Алевролиты серые, темно-серые, крепкие, с прослоями песчаника и аргиллита.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

Пористость, %	Проницаемость, мД	Карбонатность, %
От	до	среднее/n	от	до	среднее/n	от	до	среднее/n
Все породы
2.5	24.6	18.5/112	0.001	88	3.07/73	0.2	46.4	4.7/100
Породы-коллекторы
18.0	24.6	21.6/75	1.3	8.8	9.0/56	0.3	3.7	1.3/66

Где n-количество образцов.

Пласт АчБВ₁₇ охарактеризован керном в 12 разведочных (70, 72, 75, 86, 205, 209, 210, 212, 213, 214, 219, 221) и 1 эксплуатационной (3001) скважинах. По данным исследования керна продуктивный пласт представлен переслаиванием песчаников и аргиллитов с редкими прослоями алевролитов.

Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, прослоями уплотненные, слабо слюдистые, с тонкими прослоями алевролита, с различным составом цемента. В скв. 229 отмечено малочисленное содержание растительного углефицированного материала. В скв. 70, 75, 209, 210, 212, 214, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.

Аргиллиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, массивные, местами плитчатые, слюдистые, с редкими прослоями алевролита от светло - до темно-серого, крепкого и песчаника светло-серого.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

Пористость, %	Проницаемость, мД	Карбонатность, %
от	до	среднее/n	от	до	среднее/n	от	до	среднее/n
Все породы
1.9	24.9	17.2/83	0.01	99.2	1.59/67	0	45	7.9/80
Породы-коллекторы
18.2	24.9	21.8/54	1.6	99.2	11.85/42	0	1.9	0.7/51

Где n - количество образцов.

Пласт АчБВ₁₈ охарактеризован керном в 12 разведочных скважинах (скв. 52, 70, 72, 75, 77, 86, 205, 209, 212, 213, 214, 219). По данным исследования керна пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, местами до крепкого, слабо слюдистые, с различным составом цемента с редкими прослоями алевролита. В скв. 75 отмечены остатки обуглившейся растительности. В скв. 72, 75, 77, 209, 212, 213, 214, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.

Аргиллиты серые, темно-серые, средней крепости, плотные, массивные, плитчатые, слюдистые, с нитевидными прослоями песчаника и алевролита.

Алевролиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, слюдистые, с прослоями светло-серого и темно-серого аргиллита. В скв. 77 встречаются углефицированные прослои.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

Пористость, %	Проницаемость, мД	Карбонатность, %
от	до	среднее/n	от	до	среднее/n	от	до	среднее/n
Все породы
2.2	25	18.1/247	0.01	91.6	1.52/208	0.1	38.3	4.7/237
Породы-коллекторы
17.7	25.0	21.0/169	1.0	91.6	5.2/139	0	12.8	1.5/162

Пласт АчБВ₁₉ охарактеризован керном в 7 разведочных скважинах (скв. 65, 70, 77, 205, 209, 212, 219). По данным исследования керна продуктивный пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые, средней крепости, слабо слюдистые, с тонкими прослоями аргиллита и алевролита. В скв. 70 отмечены прослои растительного углефицированного детрита. В скв. 70, 77, 219 отмечен быстроисчезающий запах нефти на свежем сколе.

Аргиллиты серые, темно-серые, крепкие, плотные, массивные, местами плитчатые, с нитевидными прослоями песчаника, с включением остатков углефицированного материала.

Алевролиты серые, темно-серые, крепкие, плотные.

Пределы изменения ФЕС и их средние значения приведены в следующей таблице:

Пористость, %	Проницаемость, мД	Карбонатность, %
от	до	среднее/n	от	до	среднее/n	от	до	среднее/n
Все породы
3.4	23.8	17.5/159	0.001	27.6	2.8/125	0.2	36.8	4.2/150
Породы-коллекторы
16.8	23.8	19.6/123	1.0	27.6	4.6/104	0.2	6.1	1.03/117

Где n - количество образцов.

Продуктивный пласт БВ₁₁ представлен, в основном, песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов.

По данным исследования керна пористость пласта БВ₁₁ изменяется в пределах от 0,5 до 29,9%, составляя в среднем 22,9%, проницаемость меняется от 0,001 до 1522 мД, в среднем 100,8 мД.

Продуктивный пласт БВ₁₀ представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. По данным исследования керна, пористость пласта БВ₁₀ меняется от 2,7 до 36%, составляя в среднем 23,7%, проницаемость меняется от 0,001 до 2103 мД, в среднем 71,1 мД.

Пласт ПК₂₀ представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов.

Пористость по керну изменяется от 3,2 до 30,1%, проницаемость от 0,001 до 986 мД. Средняя пористость 20,4%, средняя проницаемость -7,1 мД.

Пласт ПК₁₉ представлен переслаиванием песчаников, песков, аргиллитов и алевролитов.

Пористость изменяется от 2,8 до 30,1%, проницаемость изменяется от 0,04 до 6 мД, средняя 0,44 мД.

2.5 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Физико-химические свойства нефтей, свободного и растворенного газа и конденсата по залежам месторождения изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб нефти и газа.

Всего по месторождению выполнено 320 качественных анализов, в том числе 144 анализа по 17 поисково-разведочным и 176 анализов по 41 эксплуатационной скважине.

Свойства нефтей

Пласты группы ПК

Из продуктивных пластов ПК₁₁, ПК₁₃, ПК₁₈, ПК₁₉, ПК₂₀¹, ПК₂₁ отобраны и исследованы 17 поверхностных и 3 глубинные пробы нефти.

По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти изменяется в пределах 0,909-0,939 г./см³. Кинематическая вязкость при 20^?С составляет 0,9-3,2 см²/c, при 50?С - 0,2-0,5 см²/c. Содержание серы составляет 0,35-0,72%, парафинов - 1,12-2,57%, температура плавления парафина 50-57?; асфальтенов - 0,35-1,95%, смол селикагелевых - 4,65-11,11%. Выход светлых фракций до 300?С составляет 10,5-25,0%.

В целом нефть по залежам пластов ПК является тяжелой, смолистой, сернистой с незначительным выходом светлых фракций.

Пласты группы БВ

Залежи продуктивных пластов группы БВ по характеру насыщения объединены в нефтяные и нефтегазоконденсатные.

К нефтяным относятся залежи продуктивных пластов БВ₁₀² и БВ₁₃. Залежь пласта БВ₁₀² охарактеризована 6 поверхностными и 4 глубинными пробами нефтей.

По результатам исследования поверхностных проб плотность нефти изменяется в пределах 0,842-0,857 г./см³. Кинематическая вязкость составляет при 20?С 6,82-9,19 см²/c, при 50?С - 3,45-4,25 см²/c. Содержание серы изменяется в пределах 0,18-0,30%, парафинов 3,63-5,20%, смол селикагелевых 4,08-6,76%, асфальтенов 0,15-0,58%. Выход светлых фракций до 300?С составляет 45-50%, молекулярный вес достигает 198-204.

По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность в среднем 0,628 г./см³, сепарированная - 0,833 г./см³. Газосодержание составляет 276,63 м³/т, объемный коэффициент 1,73. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,38 мПас, усадка 42,2%.

По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,683 г./см³, сепарированной - 0,811 г./см³. Газосодержание равно 230,29 м³/т, объемный коэффициент 1,45. Давление насыщения в среднем составляет 19,4 МПа.

Нефтегазоконденсатные залежи в пластах БВ₉, БВ₁₀¹, БВ₁₁² охарактеризованы 18 поверхностными и 10 глубинными пробами пластовых нефтей.

По результатам исследования поверхностных проб нефть имеет плотность в среднем равную 0,888 г./см³. Кинематическая вязкость при 20?С составляет 48,77 см²/c, при 50?С - 13,59 см²/c. Содержание серы равно 0,31%, парафинов -2,38%, смол селикагелевых - 7,23%, асфальтенов - 0,67%. Выход светлых фракций до 300?С составляет 54%, молекулярный вес достигает 256.

По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность 0,706 г./см³, сепарированная - 0,846 г./см³. Газосодержание составляет 185,75 м³/т, объемный коэффициент 1,44, усадка - 29,91%. Динамическая вязкость пластовой нефти 0,94 мПас. По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,730 г./см³, сепарированной 0,833 г./см³. Газосодержание равно 153,79 м³/т, объемный коэффициент - 1,32. Давление насыщения составляет 18,1 МПа.

В целом нефти пластов группы БВ являются малосернистыми, парафинистыми, смолистыми.

Пласты группы АчБВ

В группе ачимовских пластов АчБВ₁₄ - АчБВ₁₉ все залежи, кроме газоконденсатных залежей в пласте АчБВ₁₅¹, являются нефтяными и характеризуются сходством физико-химических свойств нефтей. Всего для залежей нефти приняты для расчетов средних параметров 16 поверхностных и 24 глубинных проб нефти.

По результатам исследования поверхностных проб нефть имеет в среднем плотность 0,828 г./см³. Содержание серы - 0,24%, парафина 3,91%, смол селикагелевых 4,06%, асфальтенов - 0,32%. Выход светлых фракций до 300?С - 60%.

По результатам исследования глубинных проб способом однократного разгазирования средняя плотность пластовой нефти - 0,583 г./см³, сепарированной - 0,820 г./см³. Газосодержание - 375 м³/т, объемный коэффициент 1,988, усадка 48,38%, динамическая вязкость пластовой нефти - 0,46 мПас.

Таким образом, нефть продуктивных пластов ачимовской толщи является малосернистой, парафинистой, смолистой и относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов.

Горизонт ЮВ₁

Залежи нефти горизонта ЮВ₁ охарактеризованы исследованиями по 56 поверхностным пробам в 49 скважинах и глубинными пробами: 51 при однократном разгазировании (в 31 скважине) и 19 при ступенчатой (13 скважин) сепарации.

Нефть пласта ЮВ₁¹ по результатам исследования поверхностных проб имеет плотность в среднем 0,841 г./см³, кинематическая вязкость при 20?С составляет 6,87 см²/с, содержание серы в среднем - 0,36%, парафина - 4,64%, смол селикагелевых - 3,60%, асфальтенов - 0,5% и выход светлых фракций до 300?С - 54,1%.

Нефть является малосернистой, парафинистой, малосмолистой с высоким содержанием светлых фракций.

Нефть пласта ЮВ₁^2-3 по результатам исследования поверхностных проб имеет плотность в среднем 0,836 г./см³, кинематическую вязкость при 20?С - 6,19 см²/с, содержание серы в среднем 0,22%, парафина 5,04%, смол селикагелевых 4,15%, асфальтенов 0,35% и выход светлых фракций до 300?С - 53,2%.

По результатам исследования глубинных проб нефти способом однократного разгазирования пластовая нефть имеет плотность 0,642 г./см³, сепарированная - 0,832 г./см³. Газосодержание - 271,54 м³/т, объемный коэффициент - 1,71, усадка - 41,5%. Давление насыщения в среднем в среднем - 20,6 МПа. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,46 мПас.

По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,655 г./см³, сепарированной 0,808 г./см³, объемный коэффициент - 1,527, газосодержание равно 240 м³/т.

Пласты группы ЮВ_2-10

Свойства нефтей по этой группе пластов изучены только по пластам ЮВ₂ и ЮВ₁₀.

Залежь пласта ЮВ₂ охарактеризована 2 поверхностными пробами, по результатам исследования которых плотность нефти составляет 0,825 г./см³. Кинематическая вязкость при 20?С равна 8,50 см²/с, при 50?С - 4,50 см²/с. Содержание серы составляет 0,10%, парафинов - 12,32%, смол селикагелевых - 4,85%, асфальтенов - 0,20%. Выход светлых фракций до 300?С составляет 45,5%.

По результатам проведенных исследований можно сказать, что нефть залежей продуктивного пласта ЮВ₂ является малосернистой, парафинистой, малосмолистой, по углеводородному составу относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов.

Нефть пласта ЮВ₁₀ худосейской свиты изучена по одной поверхностной и трем глубинным пробам нефти. По результатам исследования поверхностной пробы плотность нефти составляет 0,847 г./см³. Кинематическая вязкость при 50?С - 5,8 см²/с. Содержание серы равно 0,14%, парафинов - 12,08%, смол селикагелевых - 5,73%, асфальтенов - 0,33%. Выход светлых фракций до 300?С составляет 44%.

По результатам исследования глубинных проб давление насыщения нефти равно 25,2 МПа, при однократном разгазировании пластовая нефть имеет плотность 0,690 г./см³, сепарированная 0,826 г./см³. Газосодержание составляет 205,87 м³/т, объемный коэффициент 1,44, усадка 30,71. Динамическая вязкость пластовой нефти равна 0,83 мПас.

По результатам ступенчатой сепарации плотность пластовой нефти составляет 0,690 г./см³, сепарированной - 0,813 г./см³. Газосодержание равно 185,68 м³/т, объемный коэффициент - 1,37.

Компонентный состав пластовой нефти Верхне-Колик-Еганского месторождения представлен в таблице.

Таблица 2.1.1. Компонентный состав пластовой нефти

№ скв	Интервал опробования, м	Дата отбора	Рпл,	Тпл,	С о д е р ж а н и е, % мол.	Молекулярная масса, (г/моль)
			МПа	оС	метана	этана	пропана	изо-бутана	н-бутана	изо-пентна	н-пентана	гек-саны	геп-таны	октаны	дегазир. нефти	плас-товой нефти	остатка
Поисково-разведочные скважины
Пласт ПК19
72	1560-1564	12.88	15.3	47	24.76	0.51	0.15	0.04	0.09	0.11	0.08	С6+в - 74.17	-	209.10	-
Пласт БВ112
82	2194-2196	08.88	21.1	65	42.64	2.32	0.26	1.60	0.18	0.73	0.07	С6+в - 52.06	-	116.60	-
Пласт ЮВ12-3
72	2478-2485	09.88	24.0	77	42.22	6.61	9.71	2.61	4.20	1.76	1.63	2.151	-	-	163	73	183
		09.88	24.0	77	40.11	6.71	10.01	2.71	4.37	2.08	1.92	2.48	-	-	175	79	198
Эксплуатационные скважины
Пласт Ач
3003	2425-2435	02.96	23.0	71	46.23	5.74	9.51	3.00	4.64	2.12	2.07	4.03	3.16	1.84	174	67	227
Пласт ЮВ12-3
432	2557-2564	02.96	25.0	77	27.20	5.30	10.22	3.74	6.01	2.82	2.79	5.97	5.12	3.18	179	101	248
454	2520-2525	02.96	25.0	77	30.86	5.05	9.10	3.06	4.85	2.29	2.29	4.86	4.31	2.72	174	96	222
487	2501-2506	02.96	25.0	77	26.11	4.94	10.23	3.96	6.56	3.35	3.35	7.77	6.30	3.82	180	102	279
491	2498-2505	02.96	25.0	77	29.40	4.86	9.64	3.56	5.82	2.88	2.86	6.07	5.20	3.14	177	98	247
493	2550-2558	02.96	25.0	77	28.67	5.15	10.20	3.85	6.40	3.27	3.26	7.07	6.00	3.62	180	97	274
502	2543-2551	04.94	25.0	77	17.21	5.23	11.47	4.29	7.22	3.52	3.50	7.60	6.52	3.95	179	117	268
514	2531-2548	02.96	25.0	77	26.14	5.42	10.16	3.38	5.39	2.52	2.48	5.40	4.53	2.65	173	102	225
521	2602-2613	02.96	25.0	77	28.25	5.44	9.74	3.31	5.24	2.60	2.46	5.18	4.40	2.63	170	96	220
532	2533-2548	02.96	25.0	77	18.60	4.38	9.59	3.94	6.68	3.37	3.34	7.24	6.21	3.83	172	115	244
539	2502-2512	02.96	25.0	77	26.67	4.87	9.43	3.26	5.15	2.40	2.35	4.96	4.13	2.76	171	102	216
616	2634-2653	02.96	25.0	77	48.74	5.46	9.05	2.93	4.55	2.14	2.08	4.21	3.33	1.97	184	67	249
1123	2520-2529	02.96	25.0	77	41.03	5.08	9.54	3.13	4.69	2.19	2.17	4.50	3.59	2.15	170	76	220

Систематизируя изменение физико-химических свойств нефтей месторождения по разрезу можно отметить, что нефти продуктивных пластов ПК и АВ отличаются низким содержанием светлых фракций и высокими плотностями, а также малым содержанием парафинов. Эти нефти относятся к смешанному типу с преобладанием нафтеновых углеводородов. По результатам инфракрасной спектрометрии они относятся к 1 группе тяжелых нафтеново-ароматических нефтей. Основную роль в структуре нефти играют ароматические углеводороды; нефть окислена.

Вниз по разрезу отмечается постепенный переход от тяжелых к более легким нефтям, от сернистых к малосернистым, от малопарафинистых к парафинистым. Увеличивается выход светлых фракций.

Нефти валанжин-готерив-барремского и юрского возраста относятся к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов. По результатам инфракрасной спектрометрии они относятся к III группе легких парафинистых нефтей с присутствием легких нафтенов. Значительную роль в структуре нефти играют парафины.

Свойства природных газов и конденсатов

Пласты группы ПК

Газовые залежи, установленные в пластах ПК₁, ПК₁₂, ПК₁₄, ПК₁₇², ПК₂₀² и ПК₂₂, охарактеризованы только одной устьевой пробой свободного газа (пласт ПК₁₇ скв. 71 инт. 1506-1530 м).

Газ является сухим, содержание метана составляет 92,88%. Из тяжелых гомологов присутствует этан в количестве 0,94%, пропан - 0,05%, бутаны - 0,04%, пентан + высшие не обнаружены. Содержание азота 4,87%, гелий и аргон присутствуют в незначительном количестве, соответственно, 0,01% и 0,04%. Сероводород не обнаружен, углекислый газ содержится в количестве 1,18%. Относительная плотность по воздуху составляет 0,593. Величина среднекритического давления 4,67 МПа, критической температуры - 189,90 ?К.

Нефтяные залежи пластов ПК₆, ПК₁₁, ПК₁₈, и ПК₂₀³ охарактеризованы также только одной устьевой пробой газа. По результатам исследования устьевой пробы в растворенном газе содержится метана 94,12%, этан не обнаружен, пропана - 0,01%, бутанов - следы, пентан + высшие не отмечены. Содержание азота - 5,32%. Гелий, аргон и водород присутствуют в незначительном количестве, соответственно, 0,02%, 0,04% и 0,37%. Сероводород не обнаружен, углекислый газ определен в количестве 0,12%. Относительная плотность по воздуху составляет 0,577. Газ имеет метановый состав.

Газонефтяные залежи содержатся в продуктивных пластах ПК₁₃⁰, ПК₁₃, ПК₁₉, ПК₂₀¹и ПК₂₁. Они охарактеризованы пробами флюидов значительно лучше. Всего выполнено 7 анализов газа газовых шапок и 7 анализов растворенного газа.

По результатам исследования устьевых проб растворенный газ содержит метана 90,61-98,36%, этана - 0,64-1.57%, пропана - 0,01-0,06%, бутанов до 1,31%, пентан + высшие в большинстве случаев отсутствуют. Сероводород не обнаружен, углекислый газ содержится в количестве 0,12-7,73%. Азот, гелий, аргон и водород присутствуют в незначительном количестве - сотые доли процента. Относительная плотность по воздуху составляет 0,563-0,603.

Таблица 2.1.2. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (однократное разгазирование)

№ скв.	№	Интервал	Плотность газа в ст. усл., кг/м3	С о д е р ж а н и е, % мол.
	пробоотборника	испытания, м		метана	этана	пропана	изо-бутана	н-бутана	изо-пентана	н-пентана	гексанов	гептаов	азота+ редких	углекислого газа
Поисково-разведочные скважины
Пласт ПК19
72		1560-1564	0.741	95.48	1.83	0.44	0.08	0.15	0.09	0.05	1.54	0	0.34
Пласт БВ112
82		2194-2196	0.836	88.89	4.70	0.48	2.45	0.25	0.63	0.05	2.26	0	0.29
Пласт ЮВ12-3
72	3375/3	2478-2485	1.198	34.40	10.57	22.52	8.84	11.74	4.94	3.76	2.18	-	0.42	0.62
	3376/1	-»-	1.128	39.46	10.92	20.12	6.72	10.76	4.85	3.61	2.75	-	0.00	0.79
	3392/1	-»-	1.167	36.25	11.03	21.03	8.28	11.69	4.64	3.45	2.10	-	0.75	0.68
Эксплуатационные скважины
Пласт Ач
3003	1	2425-2435	1.199	62.55	7.70	12.37	3.63	5.36	1.97	1.74	1.88	0.69	1.25	0.69
Пласт ЮВ12-3
432	1	2557-2564	1.366	50.77	9.68	17.36	5.42	7.91	2.48	2.09	1.97	0.70	0.64	0.81
454	1	2520-2525	1.261	57.11	9.15	15.35	4.42	6.36	2.02	1.72	1.61	0.59	0.76	0.77
487	1	2501-2506	1.426	48.49	8.98	17.31	5.73	8.61	2.95	2.51	2.57	0.87	0.89	0.89
491	1	2498-2505	1.341	53.22	8.62	15.97	5.08	7.57	2.54	2.16	2.05	0.73	1.06	0.81
493	1	2550-2558	1.398	50.51	8.90	16.53	5.42	8.24	2.90	2.48	2.45	0.87	0.70	0.80
502	1	2543-2551	1.530	39.18	11.53	22.79	6.87	10.16	3.02	2.49	2.20	0.76	0.38	0.46
514	1	2531-2548	1.334	51.36	10.39	17.98	5.03	7.22	2.20	1.83	1.72	0.59	0.75	0.79
521	1	2602-2613	1.318	52.50	9.89	16.49	4.79	6.88	2.29	1.84	1.71	0.60	1.27	1.59
532	1	2533-2548	1.460	44.63	10.14	19.84	6.46	9.56	2.87	2.35	2.04	0.70	0.51	0.75
539	1	2502-2512	1.300	53.97	9.60	17.09	4.93	6.97	2.09	1.72	1.54	0.52	0.60	0.83
616	1	2634-2653	1.188	64.60	7.18	11.56	3.51	5.21	2.00	1.77	2.03	0.77	0.43	0.77
1123	1	2520-2529	1.220	61.25	7.49	13.48	4.02	5.65	2.00	1.75	1.84	0.65	1.02	0.70

Таблица 2.1.3. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (ступенчатая сепарация)

№ скв.	№ ступени	Интервал испытания, м	Плотность в станд. усл., кг/м3	С о д е р ж а н и е, % мол.
				метана	этана	пропана	изобутана	н-бутана	изопентана	н-пентана	гексаны	гептаны	азота + редких	углекислого газа
Поисково-разведочные скважины
Пласт ПК19
72		1560-1564	0.695	97.43	1.53	0.24	0.03	0.05	0.02	0.02	0.36	0	0.32
Пласт БВ112
82		2194-2196	0.739	93.02	4.51	0.33	1.13	0.09	0.18	0.01	0.44	0	0.29
Пласт БВ13
64		2296-2304	1.076	64.52	11.76	14.59	2.88	3.71	0.80	0.62	0.65	0.41	0.06
Пласт ЮВ12-3
72	1	2478-2485	0.905	58.58	10.87	14.95	4.02	5.05	1.73	1.24	0.51	-	1.83	0.86
	2	- «-	0.916	57.05	11.93	16.03	4.14	4.80	1.76	1.24	0.55	-	1.27	0.88
	3	- «-	1.071	41.23	14.94	23.80	6.17	7.24	2.42	1.72	0.79	-	0.38	0.93
	4	- «-	1.357	22.25	15.82	31.92	9.47	11.95	9.71	2.62	0.99	-	0.02	0.75
	5	- «-	2.134	3.14	7.96	27.66	11.48	15.02	4.72	28.68	0.79	-	0.00	0.27
72	1	2478-2485	0.808	70.88	11.11	9.63	1.97	2.24	0.73	0.52	сл.	-	1.96	0.97
	2	- «-	0.965	49.67	18.39	18.76	3.85	4.55	1.36	0.99	0.56	-	0.37	1.16
	3	- «-	1.128	33.37	23.11	27.33	5.91	5.78	1.45	1.06	0.47	-	0.19	1.03
	4	- «-	1.834	4.28	12.91	43.13	14.11	16.46	4.40	2.89	0.94	-	0.00	0.43

Таблица 2.1.4. Компонентный состав свободного газа

№ скв.	Интервал испытания, м	С о д е р ж а н и е, % мол.
		метана	этана	пропана	изобутана	н-бутана	изопентана	н-пентана	С6+высшие	азота+редких	углекислого газа
Пласт ПК19
72	1560-1564	98.75	0.58	0.11	0.01	0.02	0.19	0.01	0.17	0.01	0.15
Пласт БВ11
60	2157-2167	93.19	2.21	0.84	0.81	0.27	0.28	0.08	1.74	0.32	0.26

Таблица 2.1.5. Физико-химические свойства пластового газа

№ скв.	Интервал опробования	Рпл,	Тпл,	Объемный	Усадка	Коэф. сжимаемкости -	Мол. вес	Содержание конденсата, г/м3	Плотность газа	Ркр, МПа	Ткр, 0К
	глубина, м абс. отм	МПа	оС	коэф. пласт. нефти	%	1 МПа·10-4	газа	стабильный	сырой	абс., г/л	относит.
Пласт ПК19
72	1560.0-1564.0 -1447.2-1451.2	15.31	47	0.0059	169.95	0.840	16.49	4.92	5.15	0.686	0.569	4.61	191
Пласт БВ11
60	2157.0-2167.0 -2044.2-2054.2	21.20	63	0.0045	224.38	0.840	18.84	70.05	80.26	0.783	0.650	4.59	203

Пласты группы БВ

В пласте БВ₁₀² по результатам исследования глубинных проб пластовых нефтей изучен состав растворенного газа. Растворенный газ содержит метана в среднем 72,56%, этана - 10,45%, пропана - 10,40%, бутанов - 4,41%, пентан + высшие - 1,06%. Сероводород отсутствует, из негорючих компонентов определен углекислый газ (0,23%) и азот (0,87%). Относительная плотность по воздуху составляет 0,963.

Нефтегазоконденсатные залежи содержатся в пластах БВ₉, БВ₁₀¹, БВ₁₁¹, БВ₁₁², БВ₁₂, а газоконденсатные в пластах БВ₁, БВ₂, БВ₃, БВ₆, БВ_7-8, БВ₁₁¹ и БВ₁₃. Эта группа наиболее полно охарактеризована анализами и представлена 18 поверхностными и 10 глубинными пробами пластовых нефтей, 7 анализами устьевых проб газа. По скважинам 58 бис, 62, 72 и 77 проведены промысловые газоконденсатные исследования, в процессе проведения которых отбирались пробы сырого конденсата и газа сепарации, и по трем объектам выполнен полный лабораторный комплекс исследования газоконденсатной системы с определением состава пластового газа и коэффициента извлечения. Пластовый газ имеет следующий состав: содержание метана - 94,93%, этана - 1,87%, пропана - 0,20%, бутанов - 0,44%, пентан + высшие 1,81%. Углекислый газ содержится в количестве 0,23%, азот - 0,52%.

Содержание метана составляет 91,46-96,29%, этана 1,22-2,39%, пропана - 0,02-2,05%, бутанов - 0,17-1,36%, пентана + высшие до 0,75%. Относительная плотность по воздуху - 0,581-0,625. Сероводород не обнаружен, содержание углекислого газа достигает 1,36%. Инертные газы содержатся в незначительном количестве. Содержание азота в пределах 0,46-5,99%. Величина среднекритического давления составляет 4,71 МПа, среднекритической температуры - 195,36?К.

Конденсаты являются малосернистыми (0,001-0,023%), малопарафинистыми (не более 0,01%). Стабильный конденсат имеет плотность 0,752-0,792 г./см³, кинематическая вязкость при 20?С составляет 0,882-1,368 см²/с. Молекулярный вес изменяется в пределах 97-114. Следует отметить, что с повышением температуры кипения возрастает плотность, кинематическая вязкость и показатель преломления.

По групповому углеводородному составу конденсаты относятся к преимущественно нафтеновому и метано-нафтеновому типам. Некоторое отличие групповых и фракционных составов конденсатов объясняется различными пластовыми условиями, а также условиями отбора и сепарации.

По результатам исследования поверхностных проб, отобранных в процессе испытания скважины, плотность стабильного конденсата составляет 0,773 г./см³. Содержание серы - 0,04%, парафинов - 0,27%, смол селикагелевых - 1,21%, асфальтенов - 0,06%. Выход светлых фракций, выкипающих до 300?С, составляет 88,5%.

Пласты группы АчБВ

По группе ачимовских пластов (АчБВ₁₄-АчБВ₁₉) отобрано 6 устьевых проб.

По результатам исследования устьевых проб растворенный газ имеет следующий состав: метана - 62,55%, этана - 7,70%, пропана - 12,37%, бутанов - 3,63%, пентана + высшие - 1,74%. Сероводород не обнаружен, содержание углекислого газа - 0,69% и азота - 1,25%. Относительная плотность газа по воздуху - 0,787. По сравнению с верхними нефтегазоконденсатными комплексами, растворенный газ ачимовских залежей обогащен тяжелыми фракциями УВ.

Горизонт ЮВ-1

По залежам нефти пласта ЮВ₁ анализы растворенного газа выполнены на 12 устьевых и 72 глубинных пробах, соответственно в 12 и 13 скважинах.

По результатам исследования устьевых проб пласта ЮВ₁¹ растворенный газ содержит: метана - 69,92%, этана - 11,33%, пропана - 7,85%, бутанов - 4,86%, пентана + высших - 2,23%. Из негорючих компонентов присутствует углекислый газ - 0,80% и азот - 3,01%, определены следы инертных газов аргона, гелия и водорода. Относительная плотность по воздуху составляет 0,830.

По результатам исследования устьевых проб пласта ЮВ₁^2-3 растворенный газ имеет следующий состав: метана - 69,67%, этана - 9,29%, пропана - 10,53%, бутанов - 5,26%, пентана + высших - 1,55%. Из негорючих компонентов присутствует углекислый газ - 0,94% и азот - 2,70%. Инертные газы определены в незначительных количествах (сотые доли процента). Сероводород не обнаружен. Относительная плотность по воздуху составляет 0,839.

Физико-химические свойства пластовых вод

На Верхне-Колик-Еганском месторождении гидрогеологические исследования проведены в 27 скважинах на 87 объектах.

Месторождение расположено в восточной краевой части крупнейшего Западно-Сибирского артезианского бассейна. В пределах бассейна прослеживаются вертикальная и латеральная зональности.

В Среднеобском районе в геологическом разрезе по гидрогеологическим, гидрохимическим, гидродинамическим и термодинамическим показателям выделяют пять гидрогеологических комплексов, которые в свою очередь объединены в гидрогеологические этажи: верхний (Q - К₂) и нижний (К₂S - J₁).

Нижний гидрогеологический этаж имеет региональное распространение и включает четыре водоносных комплекса: юрский, ачимовский, неокомский и апт-альб-сеноманский. Для вод этого этажа характерны сравнительно большие значения минерализации, температур, значительные концентрации микроэлементов.

Химический состав и физические свойства вод юрского комплекса изучены по пробам, отобранным из 20 скважин (табл. 2.3.1).

Таблица 2.3.1. Результаты химического анализа воды

№	Глубина	Плот ность, г/см3	рН	Содержание ионов (мг/л; мг-экв/л; мг-экв)
скв	отбора проб, м			К+	Na+	Ca++	Mg++	Cl-	SO4 --	NO2-	CO3 -	HCO3 -	NH4 +	B	J-	Br-	SiO2 -	F-	общая минер., мг/л
Пласт ПК19
58	1513-1521	1.002	7.55	1	4	14	5	13	н/о	н/о	н/о	49	н/о	1.31	н/о	н/о	4	0.27	86
				0.03	0.17	0.7	0.4	0.37				0.8
				2	13	54	31	32				68
59	1540-1548	1.005	7.20	50	2833	132	29	425.5	н/о	н/о	н/о	427	24	11.11	2.58	18.9	13	1.9	7726
				13	173.2	66	24	120				7.8
				1	92	5	2	94				6
72	1570-1574	1.007	6.90	39	3800	258	45	6028	н/о	0.07	н/о	512	27.0	11.11	2.54	26.02	13	1.05	10682
				1.0	165.2	12.9	37	170				8.4
				1	90	7	2	95				5
81	1558-1566	1.007	7.30	70	3701	152	63	5674	н/о	н/о	н/о	1122	15	6.25	3.39	22.22	14	1.51	10797
				1.80	160.9	7.60	5.20	160.0				18.40	0.83
				1	91	4	3	90				10	1
82	1552-1556	1.007	11.7	90	4000	424	н/о	6383	49	н/о	60	180	22.5	7.41	3.44	27.0	7	0.69	11186
	1567-1671			2.3	173.9	21.2		180	1.02		2.0	2.6
				1	88	11		93	1		1	5
	1552-1561	1.009	6.65	100	4625	278	17	7801	62	н/о	н/о	317	240	11.11	0.85	37.4	8	0.83	13200
				2.6	201.1	13.9	1.4	220	1.29			5.2
				1	92	6	1	97	1			2
92	1573-1577	1.006	7.20	32	3300	188	47	5319	6	н/о	н/о	250	6.0	6.06	4.28	23.76	17.92	1.42	9142
				0.80	143.5	9.4	3.9	150	0.13			4.2
				1	91	6	2	97	-			3
Пласт ПК20
62	1568-1582	1.007	7.60	30	3800	160	41	6028	6	н/о	н/о	439	7.5	6.25	16.96	38.16	23	1.51	10511
				0.80	165.20	8.00	3.40	170.0	0.13			7.20	0.42
				1	93	4	2	96	-			4	-
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
Пласт БВ10
59	2120-2125	1.013	7.1	70	5571	1226	47	1738	н/о	н/о	н/о	256	24	18.52	3.44	42.12	37	0.87	17808
				1.8	242.2	61.3	3.9	300				4.2
				1	78	20	1	99				1
84	2106-2110	1.018	6.6	100	8143	1360	97	15248	н/о	н/о	н/о	324	36	37.04	3.34	16.8	44	1.51	25277
				2.6	354	68	8.0	430				5.4
				-	82	16	2	99				1
Пласт БВ11
62	2167-2171	1.009	7.60	30	4630	868	32	8510	9	н/о	н/о	232	6	14.58	2.54	33.06	28	1.51	14317
				0.80	201.1	43.4	2.60	240.0	0.19			3.80	0.33
				-	81	18	1	98	-			2	-
Ачимовская толща
59	2393-2400	1.013	7.50	130	5570	1304	7	10638	33	н/о	н/о	427	12	20.83	2.54	41.73	31	0.48	18121
(АчБВ152)			3.30	242.2	65.20	0.60	300.0	0.69			7.00	0.66
				1	78	21	-	98	-			2	-
72	2391-2396	1.018	7.0	88	7333	2070	97	14893	н/о	н/о	н/о	549	54	35.19	8.48	48.24	15	0.66	25030
(АчБВ16)			2.26	318.8	103.5	8.0	420				9.0
				-	74	24	2	98				2
62	2400-2407	1.017	7.15	90	6714	2360	17	14184	18	н/о	н/о	647	30	27.08	4.24	59.08	17	0.87	24060
(АчБВ18)			2.30	291.90	118.0	1.40	400.0	0.38			10.6	1.66
				1	70	29	-	97	-			3	-
72	2404-2408	1.019	6.6	100	7500	2360	134	15602	13	н/о	н/о	830	66	37.04	5.94	37.4	12	0.6	26539
(АчБВ18)			2.6	326.1	118	11.0	440	0.27			13.6
				1	71	26	2	97	-			3
84	2411-2420	1.009	6.95	100	3300	1810	30	8510	99	н/о	н/о	134	165	20.37	1.7	4.06	5	0.29	13983
(АчБВ19)			2.6	143.5	90.5	2.5	240	2.06			22
				1	60	38	1	98	1			1
Пласт ЮВ11
66	2488-2506	1.006	7.15	90	3000	306	44	4964	н/о	н/о	н/о	647	1.2	8.62	1.7	17.34	16	0.38	9051
				2.3	130.4	15.3	36	140				10.6
				2	86	19	2	93				7

Минерализация вод данного комплекса, по наиболее достоверным пробам, изменяется от 27,8 до 36,1-40,9 г/л. Такая минерализация согласуется с соседним Бахиловским месторождением, где минерализация изменяется от 22 г./л до 32,7 г/л. По величине минерализации воды юрского комплекса относятся к соленым (минеральным).

По классификации Сулина В.А. тип вод является хлоридно-кальциевым. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия + калия (75-91%-экв), кальция (7 - 22%-экв), хлора (95 - 98%-экв), гидрокарбоната (1 - 5%-экв).

Из микрокомпонентов присутствуют йод (2,54-19,35 мг/л), бром (45,99-94,95 мг/л), бор (6,58-72,23 мг/л), фтор (0,29-1,51 мг/л).

Растворенный в воде газ метанового состава: метана - 83,04-91,52%, этана - 1,61-3,33%. Негорючая часть представлена в основном азотом (2,4-7,7%), относительная плотность газа по воздуху в среднем - 0,648.

Притоки пластовой воды характеризуются дебитами от единиц м³/сут до 232,2 м³/сут при преобладании дебитов 20-80 м³/сут.

Водоносные отложения ачимовской толщи опробованы в 11 скважинах, по которым выполнено 19 анализов вод. Притоки пластовой воды характеризуются дебитами от единиц м³/сут до 61,2 м³/сут.

Воды ачимовской толщи хлоридно-кальциевого типа. Минерализация пластовой воды изменяется в пределах от 18 г./л (скв. 59) до 26,5 г/л (скв. 72). Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия + калия (71-96%-экв), кальция (3-29%-экв), хлора (97-99%-экв), гидрокарбоната (1-3%-экв). Из микрокомпонентов присутствуют йод (2,54-28,7 мг/л), бор (5,47-37,74 мг/л), бром (5,94-83,16 мг/л), фтор (0,48-1,75 мг/л).

Плотность пластовой воды 1,012-1,026 г./см³.

Неокомский комплекс опробован в 11 скважинах, по которым получены притоки пластовой воды дебитами до 137,4 м³/сут при Н_д = 371 м (скв. 60).

По неокомскому гидрогеологическому комплексу было отобрано на химический анализ 22 пробы пластовой воды.