Бурение разведочной скважины в Ярактинской области на Ярактинской площади, страница 12

Нефти маловязкие (в пл. условиях 1,06 МПа^.с), малосернистые (0,12%), малосмолистые (2,93%), малопарафиновые (1,22%).

Конденсат характеризуется низкой плотностью (0,704 г/см³), малым содержанием серы (0,01%) и смолистых веществ (0,54%), отсутствием асфальтенов и парафинов. Потенциальное содержание стабильного конденсата (С₅₊) равно 199,5 г/см³. В составе пластового газа содержится 0,22% гелия. Давление начала конденсации составляет 23,5 МПа. Начальное пластовое давление равно 24,9 МПа.

Основные геолого-физические параметры продуктивных пластов приведены в таблице 1.

В пределах Ярактинского месторождения пробурено 21 разведочная скважина, из которых 4 скважины расположены в газонефтяной зоне, 5 скважин – в чисто нефтяной, 6 – в водонефтяной зоне и 6 скважин вскрыли газоконденсатную часть залежи.

Из пяти скважин, вскрывших нефтенасыщенную часть залежи, в двух скважинах опробован второй пласт, в трех – первый пласт. При испытании первого пласта дебиты скважин по нефти на 10 мм штуцере составили от 109,7 м³/сут до 144,3 м³/сут.

По второму пласту дебиты скважин по нефти изменяются в пределах от 58,8 м³/сут до 156,7 м³/сут. По данным гидродинамических исследований скважин – второй пласт обладает лучшими фильтрационными характеристиками по сравнению с первым пластом.

Дебит газа при испытании скважин изменялся в пределах от 77,6 тыс.м³/сут до 5039 тыс.м³/сут, дебит стабильного конденсата – от 19,1 м³/сут до 46,5 м³/сут.

Таблица 2.1.

Исходные геолого-физические характеристики пластов Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения