Промислові припливи газу одержані в свердловинах 10,17,52,53 і 55, назначений приплив газу і приплив газу з водою отриманий в свердловинах 9,13 і 20.

Абсолютно-вільні дебіти цих свердловин складають від 5 тис.м.куб/д до 50-210 тис.м.куб/д .

В південно-східній частині горизонту (св. 1,6) отримані потужні припливи води з великим газовим фактором.

В північно- і північно-західній частинах горизонту отримані в свердловинах 8,12,14,19,31 непромислові припливи газу .

Горизонт газонасичений в верхній частині. Найбільша газонасичена товщина відмічається в північно-західній частині горизонту , де вона досягає 60м.

Початковий пластовий тиск в покладі складає 23,78 МПа .

Початковий ГВК для покладу горизонту НД-9 за даними промислової геофізики та результатами випробовування встановлюється на абсолютній відмітці - 1740 м.

На південному сході границя покладу визначається положенням ГВК і проводиться по ізогіпси мінус 1740м , а в північному заході вона обмежується зоною заміщення колекторів вільними породами.

В установлених межах площа газоносності горизонту складає 41,8 км2. Газові накопичення в горизонті можна розглядати як пластовий поклад.

Поклад горизонту НД-8

Горизонт залягає на глибині 1850-1990 м і від горизонту НД-7 відокремлюється глинистою пачкою товщиною 8-12 м. При загальній товщині горизонту 102-126 м., ефективна газонасичена товщина колекторів складає 8-20 м.

Більша піскуватість горизонту спостерігається в південно-східній частині родовища (до 60-65 % ) і менша - на північному заході (8-10%) .

Пористість колекторів за результатами лабораторних досліджень коливається в межах від 2,8(св.17) до 20,6 %(св.6).

Проникність досягає 217*10-3 мкм2.

Карбонатність порід змінюється в широких межах від 2,9-24% до 50%.

За даними геофізичних досліджень пористість колекторів становить 12,1-22,4 % , газонасиченість змінюється від 35 % на північному-заході до 82-84% на південному-сході.

Горизонт випробуваний в 17 розвідувальних свердловинах (1,5,6,8-20,31) і 7 експлуатаційних (21,22,23,28,30,52,55) , причому в свердловинах 52 і 55 горизонт випробовувався сумісно з горизонтом НД-9.

В свердловинах 1 і 15 отримані припливи пластової води , в свердловинах 12,19 і 31 горизонт виявився "сухим", решта свердловин дали промислові припливи газу.

Продуктивність покладу найбільш висока в південно-східній частині горизонту, де початкові абсолютно-вільні дебіти складали 1231-1750 тис.м.куб/д (св.5,21) Початковий пластовий тиск заміряний в свердловині 5 складав 22,28 МПа.

Початковий ГВК по південно-східній частині покладу за результатами випробовування і промислової геофізики прийнятий на абсолютній відмітці - 1667 м.

Положенням ГВК визначається південно-східна границя газового покладу , яка проводиться по однойменній ізогіпсі покрівлі горизонту 1667 м. Границі покладу на південному і північному заході, і північному сході літологічні і проводяться через свердловини 15,14,9,20,16 ( з врахуванням результатів випробовування та заключення промислової геофізики). В межах встановлених контурів площа газоносності. Газонакопичення в горизонті можна розглядати як пластовий поклад, який в північно-західному напрямку поступово переходить в прошарково-лінзоподібний поклад.

1.7. склад і фізико-хімічні властивості природного газу.

Характеристика газоконденсатних систем.

В процесі випробовування промислово-продуктивних горизонтів НД-9, НД-8 в розвідувальних і експлуатаційних свердловинах хімічними лабораторіями Стрийського ГПУ та інституту УкрНДГРІ проведені фізико-хімічні аналізи проб газу, відібраних на гирлі свердловин.

відсотків складається із вуглеводнів. Із не вуглеводневих газів присутні азот-0,1-2,03 % і вуглекислий газ-0,1-0,7%.

Вміст окремих вуглеводневих компонентів по відібраних пробах коливається в об’ємних відсотках: метану 95,315-99,51%,етану-0,04-0,2%, пропану 0,02-0,06%, бутанів 0,01-0,04%, пентанів сліди-0,01%.

Відносна питома вага газу коливається в межах 0,5580-0,5895 кг/м3.ю Нижча теплотворна здатність - 7920-8500 ккал/м.

1.8. Гідрогеологічна характеристика родовища.

На Пинянському родовищі в нижньосарматському комплексі водовміщающими є піщано-глинисті горизонти ВД-7-НД-9.

В товщині відкладів нижнього сармату виділяються дві геологічні зони, границя між якими простежується на різних глибинах від 1100 м на північному сході до 2000 м на південному заході.

Води першої зони характеризуються трьома типами: хлоркльцієвим, хлормагнієвим і сульфатнонатрієвим.

Мінералізація вод хлоркальцієвого типу змінюється від 19 до 21 г/л. Вміст мікроелементів складає : йоду 9-48 мг/л , брому 19-68 мг/л , бору - 19-100 мг/л , хлор бромний коефіцієнт - 167-689.

Води хлор магнієвого типу мають мінералізацію 26 г/л, вміст йоду 64 мг/л, брому-87г/л, бору 100мг/л, хлор бромний коефіцієнт 161,

Друга зона характеризується переважанням пластових вод гідрокарбонатно натрієвого типу. Мінералізація вод дещо нижча від мінералізації вод першої зони і коливається в межах від 2 до 21 г/л.

Вміст мікроелементів складає: йоду-0,4-70 мг/л . брому-7-90 мг/л, бору-20-250 мг/л, хлор бромний коефіцієнт -112-446.

Відношення Na/Cl свідчить про те, що води даного типу не Нижньосарматські горизонти відрізняються значною фаціальною мінливістю як по розрізу так і по площі в зв’язку з лінзоподібним заляганням пластів-колекторів. Тому дебіти пластових вод із них змінюється в широкому діапазоні від 0,09 до 480 м3/добу і в цілому зростають в напрямку південно-східної частини структури, що знаходиться в в відповідності з покращенням в цьому напрямку фізико-колекторських властивостей горизонтів.

Практика розробки нижньосарматських газових покладів на Пинянському і суміжному родовищах засвідчує, що вона

проходить при газовому режимі.

В межах газового родовища водоносні горизонти не мають ні областей живлення. ні областей розвантаження, що обумовлює закритий характер їх водонапірної системи, що поряд із значною літологічною неоднорідністю по площі водяних колекторів практично виключає просування законтурних вод в газові поклади і обумовлює газовий режим їх розробки.

1.9. Умови залягання природного газу. Початкові запаси газу, стабільного конденсату і супутніх компонентів.

Пластові тиски замірялись при випробовуванні горизонтів глибинними манометрами та визначались також розрахунковим способом виходячи із статичного тиску, заміряного на гирлі свердловини зразковими манометрами.

Заміри початкових пластових тисків проведені як на границях газових покладів, так і в за контурній ( водоносній ) частинах горизонтів.

За початкові пластові тиски кожного покладу окремо прийняті ті які заміряні перед