основних параметрів пластової нафти з урахуванням проведених досліджень наведені нижче.
Верхній олігоцен
УчастокСеверныйЦентральныйCеверо-восточныйДавление насичення, MПa15,6310,5515,46Газосодержаніе, м 3/т100,867,192,6 Об'ємний коеффіціент1,2691,2581,296Вязкость в пластових умовах, мПа * с1,3502,0762,960Плотность в пластових умовах, кг/м 3 753,1736 , 9740,4 Щільність глибинної нафти після сепарації, кг/м 3 855,1862,6853,7
Нижній олігоцен
РайонБлок IБлок IIБлок IIIДавленіе насичення, MПa20,7619,6928,95Газосодержаніе, м 3/т174,0133,6277,8 Об'ємний коеффіціент1,4881,4391,807Вязкость в пластових умовах, мПа * с0,4761, 4090,244Плотность в пластових умовах, кг/м 3 658,4659,1591,6 Щільність глибинної нафти після сепарації, кг/м 3 831,9830,4823
Таблиця 1.3
1.2 Енергетична характеристика, пластовий тиск в зонах відбору та закачування
.2.1 Верхній Олігоцен
А - Північний і Центральний ділянки
Розробка покладів верхнього олігоцену ведеться на пружній режимі і розчиненого газу. Законтурному система характеризується низькою активністю. Застосування заводнення на початкових стадіях розробки на даному об'єкті не передбачалося.
Враховуючи переривчастий характер порід-колекторів, пластовий тиск по площі розподілено вкрай нерівномірно і змінюється від 66,1 ат (скв. 1 004) до 306,3 ат (скв. 1112). Велика частина свердловин експлуатується при пластовому тиску нижче тиску насичення. Виняток становлять малодебітні свердловини 1112 та 474.
У 2011 р заміри пластового тиску проводилися в п'яти свердловинах. За результатами замірів в 2010 - 2011 рр. в вкв. 1013, 1014, 1016, 709, 706, 88 значення пластового тиску знаходилися в інтервалі від 100 до 173 ат. Найнижче пластовий тиск 66 ат заміряні в 2011 р в вкв. Тисячі чотири.
Б - Південний ділянку
На Південному ділянці початкові пластові тиски на верхньому олігоцені замірялися в вкв. 15-БТ, 16-БТ, 7-БТ і 1202. У свердловині 15-БТ залежно від інтервалу випробування пластовий тиск змінюється від 460,8 до 514,7 ат. Всі об'єкти за результатами випробування виявилися непродуктивними.
У свердловині 16-БТ був виконано один завмер в інтервалі верхнього і нижнього олігоцену, за результатами якого початковий пластовий тиск склало 438,8 ат (- 3712м).
У свердловинах 7-БТ і 1 202 пластовий тиск в період випробування і досліджень повністю не відновилося, що вказує на низькі колекторські властивості олігоценової відкладень в даних свердловинах.
В - Північно-Східний ділянку
Початковий пластовий тиск на Північно-Східному ділянці у відкладеннях верхнього олігоцену визначено за результатами випробування розвідувальної свердловини 9-БТ (1987 г.). В інтервалі залягання верхнього олігоцену було випробувано чотирьох продуктивних об'єкта. За результатами випробування отримані наступні значення пластового тиску: від 594 до 595,5 ат (абс. Відм. - 3666,0 м і - 3471,0 м) в II і I горизонтах, відповідно; від 621 до 623,9 ат (абс. відм. - 3752,0м і - 3 816 м) в III і IV горизонтах, відповідно.
За добувним свердловинах замірів пластового тиску не проводилося.
1.2.1 Нижній Олігоцен
А - Північна ділянка
Значення початкового пластового тиску по блоках нижнього олігоцену варіюється в межах 386-432 ат і прийнято рівним 417 ат на абсолютній відмітці - 3650 м. У перші місяці після введення видобувних свердловин в експлуатацію мало місце значне зниження пластового тиску , але потім темпи падіння сповільнювалися залежно від темпів відбору нафти, що характерно для прояву пружного режиму. Уповільнення темпів падіння пластового тиску, очевидно, пов'язано з розширенням депресійної воронки і впровадженням системи заводнення. До моменту початку закачування води на елементах пластовий тиск змінювалося в межах 167-411 ат.
На даний момент пластовий тиск на блоках розподілено вкрай нерівномірно, і контролюється розміщенням нагнітальних свердловин та відборами рідини. В цілому продуктивні горизонти нижнього олігоцену розробляються на змішаному режимі розробки (пружний режим і режим розчиненого газу) із застосуванням заводнення.
Розробка покладів нафти на I блоці проводиться при пластовому тиску нижче тиску насичення. Вище тиску насичення експлуатуються дві свердловини 40 і 75, які знаходяться під впливом нагнітальних свердловин 14 і 62. За результатами замірів, виконаних у 2010-2011 рр., Поточне пластовий тиск за основним ...
