Промислова газоносність горизонту пов’язана зі східною перикліналлю сарматської складки. У зв’язку з вибірковим газонакопиченням єдиний газоводяний контакт в горизонті НД-9 відсутній. Для підрахунку запасів газу , що затверджені ДКЗ, контур промислової газоносності з північного та південного сходу умовно проведений по ізогіпсі покрівлі горизонту – 2117,9 м, а із інших сторін – по умовній лінії його промислового газонасичення /див. рис. 1.4/. Площа газоносності горизонту в цих межах оцінюється в 5,61 км2.

Отже, газові скупчення в горизонті НД-9 являє собою літологічно обмежений поклад прошарково-лінзовидного типу, висота якого досягає 354 м. Початковий пластовий тиск в газонасиченій частині горизонту за результатами випробування становив в середньому 24,8 МПа /252,9 кгс/см2/, що незначно відрізняється від умовно гідростатичного тиску /в 1,02 раза/.

Початкові запаси газу горизонту затверджені по категорії С1 в об’ємі 5030 млн. м3.

Результати до розвідки родовища /свердл. 47, 39, 32/ та експлуатаційного буріння /свердл. 35, 36, 37, 51, 52, 58, 67, 68/ особливих змін в контури газоносності горизонту не внесли.

Фізико-колекторські властивості горизонтів нижньої частини продуктивного розрізу родовища /гор. НД-10, НД-11, НД-12А, НД-12Б, НД-13А, НД-13Б, НД-15/ приведені в табл.. 1.1.

Поклади горизонтів є прошарково-лінзоподібними. Пов’язані зі східною і південно-східною частиною Залужанської антикліналі. Глибина залягання покладів від 2520 до 3540 м. При випробуванні горизонтів отримані припливи газу від незначних до 24,8-127 тис. м3/д при депресіях на пласт до 26,3-47,3 МПа.

Початкові пластові тиски в горизонтах від 29,17 МПа до 56,98 МПа.

Початкові запаси газу в горизонтах категорії / від 356 млн. м3 /гор. НД-10/ до 3862 млн. м3 /гор. НД-15/.

Пошукова свердловина 201-3л,пробурена в 1995 р. до глибини 4505 м в склепінній частині структури /поряд з свердл. 5-3л/, пройшовши сарматські та баденські відклади, розкрила гальветські пісковики в інтервалі 4438-4463 м та рифейські породи в інтервалі 4463-4505 м.

При випробуванні інтервалу 4432-4443 м /низ баранівських верств + верхня частина гальвету/ отриманий слабий приплив газу при тисках на затрубному і трубному просторах відповідно 31,5 і 26 кгс/см2. Після гальветських відкладів в інт. 4443-4454 м отримано газ з конденсатом та пластовою водою. Дебіт газу на діафрагмі 3 мм становив 7 тис. м3/д, конденсату – 0,15 м3/д, води – 1 м3/д. Горизонт НД-16, розкритий гідроструминною перфорацією в інтервалах 3550-3541,5 м і 3531-3520 м, дав приплив води з дебітом 3,25 м3/д при середньому динамічному рівні 2910 м та слабий приплив газу, дебіт якого згідно з оцінкою об’ємним способом становив 0,3 тис. м3/д.

Із горизонту НД-15 в свердл. 201-3л, розкритого в інт. 3319-3310 м, отримано незначний приплив води /0,8 м3/д при зниженні рівня води до глибини 2854 м/ з проявами газу.

Із горизонту НД-5, розкритого перфорацією двох проміжних обсадних колон діаметром 245 і 324 мм /експлуатаційна колона перед тим була піднята із свердловини/ отриманий слабий приплив газу з дебітом біля 0,4 тис. м3/д. Тиск газу на голівці свердловини впродовж 82 годинної зупинки становив: затрубний – 6 кгс/см2, а буферний 4,5 кгс/см2. Отримані значення тисків в декілька разів менші за поточні статичні тиски по експлуатаційних свердловинах /28-35,2 кгс/см2/, що, очевидно, є наслідком неякісного розкриття горизонту через дві об садні колони.

1.5 Початкові пластові тиски та температури

Початкові тиски в газових покладах визначались двома способами: по статичному тиску на головці свердловин та безпосередніми вимірами глибинними манометрами. Другий спосіб був єдиним способом визначення аномально високих пластових тисків при застосуванні якого свердловини частково заповнились водою з метою розвантаження гирлової обв’язки від надто високого тиску газу.

Результати замірів початкових статичних та пластових тисків в газоносній частині горизонтів /табл.. 1.2/ засвідчують нерівномірний розподіл їх по розрізу родовища.

За величиною пластових тисків продуктивний розріз родовища умовно можна розділити на три групи горизонтів:

з пластовими тисками, близькими до умовного гідростатичного тиску;

з підвищеними пластовими тисками;

з аномально високими пластовими тисками.

До першої групи відносяться горизонти ВД-13 і НД-5, до другої горизонти від НД-6 до НД-12А та горизонт НД-13А з перевищенням пластових тисків над гідростатичним тиском в 1,006-1,2 раза, до третьої – горизонти НД-12Б, НД-13Б і НД-15 з перевищенням гідростатичного тиску в 1,365 до 1,65 раза. Однак слід відмітити, що в окремих свердловинах по горизонтах другої і третьої груп заміряні більш низькі пластові тиски чим вищевказані / по горизонту НД-9 – в свердл. 46, по горизонту НД-10 в свердл. 15 і 30, по горизонту НД-12А – в свердл. 15, по горизонту НД-12Б в свердл. 15, по горизонту НД-13А – в свердл. 5/. Заниження тисків в цих свердловинах, очевидно зумовлене їх неповним відновленням.

Таким чином, можна зробити висновок, що при загальній тенденції до збільшення аномальності початових пластових тисків з глибиною залягання горизонтів /починаючи з горизонту НД-6/ в продуктивному розрізі простежуються зони з пониженими тисками. Цей факт можна інтерпретувати як результат вибіркового газонасичення горизонтів, зумовившій різні тиски в окремих газоносних проверстків, або тим, що заміряні тиски не віддзеркалюють істинних початкових пластових тисків через їх неповне відновлення, через надто великий час, необхідний для стабілізації в умовах низько проникних колекторів.

Такий незакономірний розподіл тисків по продуктивному розрізу родовища ускладнює визначення істинного