Свойства нефти и воды

Наименование	Пласт ЮВ12
	количество исследованных		диапазон изменения	среднее значение
	скважин	проб
1	7	8	9	10
а) Нефть Давление насыщения газом, МПа	1	4	4,8 12,8	8,3
Газосодержание при однократном разгазировании,.м3/т	1	4	60 140	67,3
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед	1	4	1,15 1,40	1,18
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	1	4
Р1=0.8 Т1=20С			32 90	39
Р1=0.49 Т1=40С			4 10	5
Р1=0.1 Т1=35С			10 19	16
Суммарное газосодержание, м3/т	1	4	60 110	60
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	1	4	1,120 1,370	1,152
Плотность, кг/м3	1	4	680 790	786
Вязкость, мПа*с	1	4		1,26
Температура насыщения парафином, С
г) Пластовая вода Газосодержание, м3/т	2	22		1,6
- в том числе сероводорода, м3/т				-
Объемный коэффициент, доли ед.	2	22		1,032
Общая минерализация, г/л	2	22		22,7
Плотность, кг/м3	2	22		1016

Геолого-физические параметры продуктивного пласта ЮВ₁²

7.Построение карт. Описание простейших структур (по карте кровли продуктивного пласта).

Рис 1. Структурная карта по кровле продуктивного пласта с нанесением внешнего контура нефтеносности.

Рис 2. Структурная карта по подошве продуктивного пласта с нанесением внутреннего контура нефтеносности.

Рис 3. Карта эффективных толщин продуктивного пласта с нанесением внешнего и внутреннего контуров нефтеносности.

Рис 4. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта с нанесением внешнего и внутреннего контуров нефтеносности (для подсчета запасов объемным методом).

Описание простейших структур по карте кровли продуктивного пласта (рис. 1)

Сечение стратоизогипс 5 метров.

В районе скважин 9, 301 и 142 обнаружена структурная впадина

В районе скважин 9130, 128, 143, обнаружен структурный нос

В районе скважин 157, 134, 101 так же сформирован структурный нос.

Вся местность разработки сформирована одной антиклиналью ограниченной скважинами 142, 123, 7, 301, 139,