* 10мкм. У колекторах із середньою проникністю більше 200 * 10мкм міститься 22,4% низькопроникних колекторів. В цілому по пласту ЮК10 низько проникні колектори складають 46,2% всього обсягу колектора категорії С1, що відповідає 242 642 тис.тонн балансових запасів нафти. Колектор з проникністю до 20 * 10 мкм містить 310018 тис.тонн нафти категорії С1, що становить 59,1% запасів пласта цієї категорії і 30244 тис. Тонн категорії запасів С2.
Таким чином, оскільки в низькопроникних колекторах зосереджена велика частина балансових запасів нафти, питання про нижніх межах властивостей промислових колекторів Талінской площі вельми важливий і вимагає цілеспрямованих спеціальних досліджень.
За описом порід, в свердловинах з високим виносом керна, часто спостерігається чергування піщаних порід з неколлекторскімі глинистими прошарками товщиною від 1 до 10-ков сантиметрів. Ці прошаруй на діаграмах ГІС не виділяються і включені в ефективну товщину. Що завищує запаси.
Параметри пластових нафт вивчені по багатьом пробам і на більшій частині площі досить стабільні. Тим не менше, окремі проби, визнані якісними, дають суттєві відхилення за величиною газосодержания і тиску насичення.
Можливо це вплив часткового зниження пластового тиску в перший період розробки покладу. Крім того, в декількох зонах вздовж східної довжини виклинювання пласта ЮК 10 встановлені легкі нафти або конденсати. Їх щільність значно підвищена (до 683г/см3) проти щільності основної частини нафти (0,807г/см3) .Отлічаются вони низьким вмістом смол, асфальтенів, парафінів і сірки, а вихід фракцій при нагріванні до 300 град. ° С досягає 91-98%. Походження і умови залягання легкої нафти не встановлені. Балансові запаси легкої нафти по категорії С1 + С2 складають 9 210 тис.Следовательно, дослідження пластових нафт повинні бути продовжені.
3. Аналіз стану розробки Талінского родовища
.1 Історія проектування розробки Талінского родовища
Експлуатаційне буріння на Талінской площі розпочато в 1982 році на північному заході поклади пласта ЮК - 10. На підставі технологічної схеми розробки, складеної СібНІІНП (протокол ЦКР№894 від 01.10.80.) на базі запасів нафти категорії С1 (тюменська свита), підрахованих за станом на 01.01.80г. Главтюменгеологіей. Основними проектними рішеннями по розробці передбачалося:
виділення одного експлуатаційного об'єкта (пласти ЮК - 2 - ЮК - 11);
майданна девятіточечная системи розробкиі з щільністю сітки свердловин 400 х 400 м;
механізований спосіб з початку розробки.
У 1983 році складена додаткова записка до технологічною схемою розробки. Метою роботи було уточнення проектних показників розробки з урахуванням прирощених в 1981-1982г. видобутих запасів нафти південній частині площі в обсязі 35.153 млн.тонн по категорії С1. Необхідність складання нової технологічної схеми розробки в 1984 році була викликана наступними обставинами:
уточненням запасів нафти, частина яких в кінці 1983 року затверджувалася ДКЗ СРСР;
переорієнтуванням обсягу експлуатаційного буріння з верхніх пластів ЮК2-9 на більш продуктивні нижні пласти ЮК10-11 і, у зв'язку з цим необхідністю перегляду затвердженої системи розробки.
Запаси нафти були підраховані на кордонах північній частині площі та затверджені в ДКЗ СРСР по пластах ЮК10-11 в обсязі 320250 тис.т видобутих запасів категорії С1 і 45042 тис.т балансових, 16373 тис.т видобутих категорії С2 по пластах ЮК10 і ЮК11. По південній частині площі по цих пластів запаси були затверджені ЦКЗ Мінгеології в обсязі 358783 тис.тонн балансових, 165003 тис.тонн видобутих категорії С1, 342046 тис.тонн балансових і 118380 тис.тонн видобутих категорії С2.
У цілому по Талінской площі станом на 01.01.84 р на балансі Мінгеології СРСР значилося:
по категорії С1 балансових запасів 679033 млн.тонн, видобутих 309187 млн.тонн;
по категорії С2 балансових 387088 млн.тонн. , Видобутих 134753 млн.т.
Затверджений варіант технологічної схеми передбачає наступні основні положення:
виділення двох експлуатаційних об'єктів Юк10-ЮК11 з розбурювання їх самостійними сітками свердловин;
застосування блокової трехрядной системи розміщення свердловин по сітці 400 х 400 м при відстані між першим добувним нагнітальним поруч свердловин 500 м (щільність сітки 18 га/вкв.);
спосіб експлуатації фонтанний з переходом на компресорний газліфтний в 1988 році; проектні рівні видобутку нафти - 17,4 млн.т (1992 р), видобуток рідини 66,9 млн.т (2000р), закачування води 91,9 млн.м (2000р);
темп відбору нафти при проектному рівні - 3,8% від по...
