повідають номінальному діаметру стовбура свердловини.
Колекторами в баженовской свиті є прошаруй кременистих і карбонатних порід з вторинної пористістю порово-тріщиною типу. Кременисті та карбонантние прошаруй з вторинною пористістю розвинені у всіх 4-х циклах, але максимальні області поширення і максимальна ефективна потужність приурочені до другого і третього циклам. В цілому, при додаванні карт, побудованих окремо по циклам, області поширення колекторів з вторинною пористістю перекриваються, за винятком північно-західних районів.
Можливі механізми формування колекторів з вторинною пористістю аналогічні формуванню колекторів Абалакской свити. Детальна модель формування зон тріщинуватості і аномально-високого пластового тиску запропонована Н.В. Лопатіним та ін. Основною причиною формування зон інтенсивної тріщинуватості і АВПД автори вважають процеси масової генерації нафти. На підставі вивчення сучасних аналогів Баженовскойой свити в Північному морі встановлено, що в міру наближення комплексу опадів до піку генерації нафти АВПД збільшується. Поза вогнищ нефтеобразования, в катагенетіческі незрілої зоні, пластові тиски близькі до гідростатичним. Передбачається, що
пастки в баженовской свиті з'являються при впливі на вогнище активної генерації нафти глибинного розлому, що іде своїми країнами в фундамент. Уздовж розлому відбувається підвищений конвективний нефтеперенос. У межах ослаблених зон вогнища активної генерації нафти може утворитися певний дефіцит пластового тиску в порівнянні з оточуючими ділянками.
. 2.6 Відкладення вікулоской свити (пласт ВК1)
Відкладення Вікуловской свити на Талінской площі малоперспективні, оскільки в основному пласт водонасищен. Кореляція відкладень Вікуловской свити виконана згідно з виділенням цього подсчетних об'єкта на Ем-Еговской та Кам'яною площах, де відкладення Вікуловской свити є основними об'єктами розробки.
Піщані тіла Вікуловской свити сформувалися після тривалої трансгресії, з якою пов'язано утворення Абалакской, тутлеймской глин і залягають на переважно алеврітових відкладеннях Фролівській свити. Більшістю дослідників відкладення Вікуловской свити відносяться до утворень далекої зони шельфу. Піщані освіти поширені практично по всій площі досліджуваного ділянки, але області нефтенасищенності мають дуже обмежене поширення.
свердловина ремонт нафтової родовище
2.3 Властивості і склад нафти, газу і пластової води
На родовищі глибинні проби нафти відібрані з пластів ЮК10 (146 свердловин) і ЮК11 (18 свердловин). Глибинні проби нафти відбиралися за допомогою пробовідбірників ВПП - 300. Компонентний склад пластових, Разгазированная нафт і нафтових газів визначався методом газорідинної хромотографии на приладах типу ЛМГ - 8МД. Поверхневі проби нафти відбиралися з гирла видобувних свердловин.
Пластові нафти знаходяться в умовах підвищених пластових тисків (до23 МПа) і високих пластових температур (до 105єС). Властивості нафт в межах покладів змінюються в широкому діапазоні. Так, газосодержание становить від 140 м3/м3. Тиск насичення нафти газом по ряду свердловин (близько 30% від загального обсягу досліджень) дорівнює або вище пластового тиску. Щільність разгазірованной нафти невелика (780-825 кг/м3), що пов'язано не тільки з індивідуальними властивостями нафти, але і з виносом на поверхню конденсату, що утворюється в пласті при фільтрації газонафтової суміші в депресійної воронці.
У таблиці 2 представлений діапазон зміни компонентного складу нафтового газу, разгазірованной нафти і пластової нафти. Молярна частка метану в пластових нафтах горизонту ЮК10 змінюється в широких межах (22-44%). У нафтах пласта ЮК11 ця величина складає 25-32%. Для нафти обох горизонтів характерне переважання нормальних вуглеводнів над ізомерами, що характерно для нафт Західного Сибіру.
Нафта пласта ЮК11 важче, діапазон зміни молекулярної маси становить 85-95, у той час як в нафті пласта ЮК10 він дорівнює 67-89.
Нафтові гази стандартної сепарації високожирні, коефіцієнт жирності газів обох пластів близько 100.
Разгазированная нафти пластів ЮК10, ЮК11 малосірчисті, з виходом фракцій до 350єС більше 45%, парафінисті, малослоістие, маловязкие, легені.
Технологічний шифр нафти - 1Т1П2.
Так як основні запаси нафти зосереджені в горизонтах ЮК10, ЮК11 розглянемо склад пластових вод зазначених горизонтів.
Аналіз даних за хімічним складом вод показав, що на обох пластах відзначаються води як хлоркальциевого, так і гидрокарбонатного типів. Досліджувана пластова вода нестабільна щодо освіти карбонатів кальцію і магнію. Були проведе...
