м 3/т до 157.8 м 3/т і в середньому становлять 141.8 м 3/т. Об'ємний коефіцієнт відповідно змінюється від 1.309 до 1.386 і становить у середньому 1.353.
Проби нафти, відібрані з свердловин горизонту Ю-III мають газосодержания 127.9 - 151.7 м 3/т і в середньому рівні 145 м 3/т. Об'ємний коефіцієнт змінюється відповідно від 1.332 до 1.369 складаючи в середньому 1.352. У сооответствіі з газонасиченості змінюються і інші параметри.
Як видно діапазони зміни параметрів пластової нафти по свердловинах Ю-I, Ю-II, Ю-III горизонтів практично однакові, що підтверджує припущення про єдність цих нафт.
Як відомо, в процесі розробки родовища родовища Кумколь на природному режимі, через відставання облаштування родовища і введення системи ППД, відбулося повсюдне зниження поточного пластового тиску щодо початкового тиску насичення і станом на 01.01.2003 року середнє поточне пластовий тиск по горизонтах Ю-I, Ю-II і Ю-III складає 10.7 МПа.
За глибинним пробам, відібраним і дослідженим в 2002 році тиску насичення отримані в діапазоні 8.6 МПа - 10.94 МПа по II-об'єкту і 9.74 МПа - 11.05 МПа по III об'єкту. Причиною відмінностей по свердловинах значень тиску насичення і решти параметрів, по видимому, є наступне:
вплив контакту пластової нафти з водою. Всі свердловини знаходяться близько до контуру ВНК. Частина глибинних проб містила воду (свердловини №2029, 2067, 3053), яку до дослідження відстояли і злили;
не у всіх свердловинах перед відбором проб відновлені пластові тиску і Рнас отримано на рівні Рзаб. Ці свердловини №2029, 2170, 3 004, 3087.
Вміст метану в нафтовому газі II об'єкта розробки змінюється в діапазоні 40.41-50.73% мовляв. і в середньому становить 46.8% мовляв., у пробах III об'єкта - від 45.31% мовляв. до 52.36% мовляв. і в середньому дорівнює 49.4% мовляв. Етана в газі Ю-I, Ю-II горизонту міститься 17.33-19.16% мовляв., В газі Ю-III горизонту - 16.69-17.63% мовляв. Зміст пропану в середньому по II - об'єкту становить 18.9% мовляв., По III об'єкту - 17% мовляв.
Нафта родовища Кумколь легка, парафінистих, смолиста, малосірчиста. Вихід світлих фракцій нафти по пробам змінюється від 35 до 44% об., Складаючи в середньому 40% об. Вплив води на властивості дегазування нафти добре простежується по пробам нафти зі свердловин №№2029, 2067, 2170, по яких отримані погіршені в'язко-плотностние характеристики. Так щільність нафти по обводнених свердловинах перевищує 0.833 р/см 3, в'язкість при 40 0 ??С змінюється від 8.46 до 11.16 мПа * с, проти 6.5-7.27 мПа * с по обводнених пробам (свердловини №2176, +3004, 3053, 3 087).
.3 Сучасні методи інтенсифікації припливу нафти до видобувної свердловини
Методи збільшення проникності порід привибійної зони свердловин можна умовно розділити на хімічні, фізичні та теплові.
Хімічні методи. Хімічні методи впливу дають хороші результати в слабопроницаемих карбонатних колекторах. Їх успішно застосовують в зцементованих пісковиках, до складу яких входять карбонатні цементуючі речовини. Найбільш поширеним методом хімічного впливу на ПЗП є солянокислотного і глінокіслотная обробка, також застосовуються пенокіслотние і термокислотні обробки.
солянокислотного обробка. солянокислотного обробка (СКО) свердловин заснована на здатності соляної кислоти проникати в глиб пласта, розчиняючи карбонатні породи. У результаті на значну відстань від стовбура свердловин простягається мережу розширених каналів, що значно збільшує фільтраційні властивості пласта і призводить до підвищення продуктивності свердловин.
Глінокіслотная обробка. Глінокіслотная обробка (ДКО) найбільш ефективна на колекторах, складених з пісковиків з глинистим цементом, і являє собою суміш плавикової і соляної кислот. При взаємодії ДКО з пісковиком або піщано-глинистої породою розчиняються глинисті фракції і частково кварцовий пісок. Глина втрачає пластичність і здатність до розбухання, а її суспензія у воді втрачає властивість колоїдного розчину.
Пенокіслотная обробка. Пенокіслотная обробка свердловин застосовується для найбільш далекого проникнення соляної кислоти в глиб пласта, що підвищує ефективність обробок. Сутність способу полягає в тому, що в привибійну зону пласта вводиться не звичайна кислота, а аерувати розчин поверхнево-активних речовин (ПАР) в соляній кислоті.
термокислотні обробка. термокислотні обробка - це комбінований процес: у першій фазі його здійснюється теплова обробка вибою свердловини, а в другій - кислотна обробка. При термокислотні обробці для нагріву розчину соляної кислоти використовується тепло екзотермічної реакції. Для цьо...
