абсолютній відмітці- 2676 м.
В межах ТАЛОВЕ ділянки поклад нафти в пласті Ю 2 січня розкрита свердловинами 1,2,3,7,6,26. Після проведення детализационную сейсмічних робіт Ігольско і Таловая структури роз'єдналися по сейсмоізогіпсе - 2680 м. Раніше ця сейсмоізогіпса була оконтурювати для цих структур.
Результати буріння свердловини № 26 у 1986 році підтвердили структурні побудови по поклади ТАЛОВЕ площі. Пласт Ю 1 лютому свердловиною розкритий в інтервалі 2802,4 - 2806,8 м (а.о. - 2662,8 - 2667,2 м). Випробування пласта проведено в інтервалі 2801-2809м (а.о. - 2661,4-2669,4 м). При цьому отримано приплив нафти дебітом 55,8 м 3 / добу через 8мм штуцер. Крім того з пласта відібраний керн, за яким визначені колекторські властивості: пористість 17,2%, проникність 46,9%. Ці дані дозволили перевести запаси нафти з категорії С 2 в категорію С 1.
Продуктивний пласт ПдС 1 2 в межах ТАЛОВЕ поклади представлений пісковиками дрібно-середньозернистими, среднесцементірованнимі, поліміктовимі.
Водонефтяной контакт на ТАЛОВЕ поклади умовно прийнятий по покрівлі водоносної частини пласта в свердловині 11 (А.О - 2682м) і по підошві нефтенасищенной частини пласта в свердловині 7 (а.о. - 2683м). Нефтенасищенная товщина змінюється від 2,4 м до 5,79 м (таблиця 1.3.3.3). Випробування пласта проведено у всіх свердловинах. Найбільш продуктивними є свердловини 3 і 26, де дебіти нафти склали 45,8 м 3 / добу і 55,8 м 3 / добу відповідно на 8мм штуцере. Поклад нафти пластова сводовая. Розміри поклади становлять 12х6-11км, амплітуда 33м.
Структурні постороения за продуктивним пластів Ігольско-ТАЛОВЕ родовища грунтуються на всіх вищеперелічених дослідженнях і з урахуванням результатів експлуатаційного буріння проведеного до жовтня 2003 року. Так структурна карта по покрівлі пласта Ю 1, 2, а по покрівлі пласта Ю 1 МУ в зоні розвитку колекторів на Ігольско площі.
Середні значення загальною, ефективної товщини продуктивних пластів родовища і товщин непроникних пропластков розраховувалися як середньоарифметичні значення. Нефтенасищенная товщина нафтової і водонефтяной зон розраховувалася як середньозважена з урахуванням площі поширення позначених зон. Результати розрахунків характеристик товщин продуктивних пластів наведені в таблиці 1.3.3.3.
Таблиця 1.3.3.3 - Характеристика товщин продуктивних пластів
Зони пластаПо пластуТолщинаНаименованиенефтянаяводонефтянаяв целомзоназона12345пласт Ю 1 лютого Ігольско площадьСреднее значення, м5.26.35.3ОбщаяК-т варіації, частки ед.0.20.20.2Інтервал зміни, м1 ,8-10 ,594,19-8 ,161,8-10 , 59Средневзвешенноезначеніе, м3.12.43.0НефтенасищеннаяК-т варіації, частки ед.0.20.40.3Інтервал зміни, м0 ,7-7 ,01,42-4 ,210,7-7, 0Среднее значення, м4.04.74.0ЕффектівнаяК-т варіації, частки ед.0.30.20.3Інтервал зміни, м0 ,7-7 ,792,79-6 ,710,7-7, 9Среднее значення, м1.41.71.4НепроніцаемихК-т варіації, частки ед.0.50.60.5разделовІнтервал зміни, м0 ,39-5, 060,6-3,780,39-5,06 Таловая площадьСреднее значення, м4.7-4.4ОбщаяК-т варіації, частки ед.0.3-0.4Інтервал зміни, м3 ,19-6 ,79-1 ,2-7, 99Средневзвешенноезначеніе, м3.92.43. 6НефтенасищеннаяК-т варіації, частки ед.0.3-0.3Інтервал зміни, м2 ,4-5 ,79-2 ,4-5, 79Среднее значення, м4.1-3.5ЕффектівнаяК-т варіації, частки ед.0.3-0.3Інтервал зміни, м2 ,4-5 ,79-1 ,2-6, 39Среднее значен...
