рчисті, з виходом фракцій, що википають до 350 ° С, більше 45%, парафінисті, малосмолисті, маловязкие, легені.
1.5 Колекторські властивості порід
Пласт ЮКю характеризується значною неоднорідністю порід по проникності.
Половину обсягу нізкопроніцаемие колектора становлять проплив-стки з дуже низькою проникністю - менше 0,01 мкм 2, промислові властивості яких достовірно не встановлені. Побудова геологостаті-стических розрізів з розподілу відносного вмісту колектора і проникності дозволяє вивчити неоднорідність розрізу пласта ЮКю і наявність переривчастого високопроніцаемого колектора.
осредненному значення геологічної піщанистого пласта в межах поклади пласта ЮК 11 значно вище, ніж пласта ЮК 10
Продуктивні пласти ЮК 10 і ЮК 11 складені переважно тонкими (до 2 м) пропластками. Враховуючи, що товщина пропластками пов'язана з його протяжністю по площі, випливає, що основна частина проникних пропластков має обмежену протяжність.
При такій будові продуктивних пластів ступінь залучення запасів нафти в розробку, буде сильно залежати від щільності сітки свердловин і застосовуваної системи розробки.
Вироблення запасів нафти з різних класів колекторів буде здійснюватися з темпами відборів, различающимися на порядок між сусідніми пластами. Ступінь залучення запасів нафти, зосереджених в нижній, більш витриманою пачці пласта ЮК 10 буде вище, ніж у верхній.
Темп відбору запасів нафти в нижній пачці буде в 2-3 рази вище, ніж у верхній.
Пласт ЮК 10 має обмежену площу розповсюдження, простежується у вигляді смуги шириною 5-7 км і заповнює найбільш занурені ділянки палеорельефа. Загальна його товщина сягає 65 м.
залягають вище глинистий розділ між пластами КЖю і ЮКЦ присутній в занурених зонах і повністю відсутній на підвищених ділянках фундаменту. Представлений він витриманою пачкою аргілітів товщиною від 5 до 20 і більше метрів. В окремих зонах пачка опесчанівается і в ній з'являються лінзи алевролітів і дрібнозернистих песчанников.
Як встановлено проведеними дослідженнями основними типами порід-колекторів є:
Гравеліт піщаний, складеному?? ї з щільно упакованих зерен розміром до 2,5 см. Простір між зернами частково або повністю заповнене піщаним матеріалом або глинистим цементом. Кількість останнього не перевищує 2-3%;
пісковики разнозерністих структури з включеннями (до 25%) зерен гравелітовой розмірності. Кількість глинистого цементу в них коливається від 6,9 до 10,2%;
пісковики однорідні (без гравелітовой фракції), найбільш поширені в продуктивних відкладах.
Склад порід-колекторів переважно кварцовий (61-98%). Іншу частину складають польові шпати, уламки порід, слюда.
Характерна особливість колекторів - значні коливання проникності в межах одного і того ж літотіпа, що свідчить про неоднорідність мікроструктури порід.
2. ТЕХНІКО-ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ
. 1 Характеристика розробки родовища
На Талінском родовищі здійснюється спільна розробка продуктивних пластів ЮК Ш і ЮКЦ з підтриманням пластового тиску при блоковому розташуванні водонагнетательних свердловин. Проектом облаштування наземної системи кущова насосна станція (КНС) - напірні водоводи передбачено забезпечення у всіх нагнітальних свердловинах гирлового тиску, рівного 18 МПа. Визначення граничних накопичених обсягів закачиваемой води в нафтоносні пласти тісно пов'язане з розрахунком граничних поточних обсягів закачиваемой води, що залежать від тиску/нагнітання Р н. Складність визначення оптимальних тисків нагнітання рн.опг та обсягів закачиваемой води обумовлена ??наступними чинниками.
. Трудність виділення працюючої частини пласта, по дебіто- і расходограммам, заміряних в колоні. За порівняно тонким пластам створюється видимість збільшення або зниження охопленої заводнением частини пластів при високих швидкостях закачування води. Результати численних досліджень показують, що працююча товщина пласта по сумісним на різні дати профілям прийомистості вище, ніж за одиничними замірами. Мабуть, ступінь відповідності працюючої частини пласта, що виділяється по витратоміру в колоні і пласті, залежить від простежуваності цього пласта між свердловинами.
. Складність побудови залежності прийомистості від тиску нагнітання. Якщо по видобувним свердловинах розрахувати їх дебіт порівняно просто, то по нагнітальним свердловинах прийомистість підрахувати важко.
. Зниження достовірності результатів досліджень профілю прийомистості в нагнітальних све...
