орівнює 0,901 г/см3, в'язкість дорівнює 222,3 мм 2/с, вміст сірки - 4,08%, смол - 13,26%, парафіну - 2,39%, фракції до 150 В° З - відсутні.
Нафти теригенних відкладень девону важкі (0,872 - 0,902 г/см3), в'язкі і високов'язкі (до 274,3 мм 2/с), високосірчисті (до 4,3%), парафінисті (2,64 - 4,92%). Нафти пласта DI більш легкі - 0,893 г/см3. br/>
1.5 Запаси нафти і газу
Запаси нафти по пластах та об'єктам наведені в додатку А.
На 01.01.2007 р. на родовищі пробурено 1116 свердловин, з них розвідувальних 105 свердловин.
Продуктивними на Югомашевском нафтовому родовищі є верхні карбонатні відклади середнього карбону (пласт Скш4 каширского горизонту і пласт СВ1 Верейського горизонту), нижні карбонатні відклади середнього карбону (пласти Св3, СВ4 Верейського горизонту і пласт СБШ башкирського ярусу), теригенні відклади нижнього карбону (пласти CII, CIV0, CIV, CV, CVI0.1 +2, CVI0.3) тульського горизонту і пласт CVI Бобриковського горизонту), карбонатні відклади турнейского ярусу (пласт СТКЗ Кизеловского горизонту), карбонатні відклади фаменского ярусу (продуктивна пачка среднефаменского подярус Dфмс1, продуктивні пачки ніжнефаменского подярус Dфмн2, Dфмн3), карбонатні відклади аскинского горизонту (пачка Dас) теригенні відклади девону (пласти Dкн1, Dкн2 киновского горизонту, пласт DI пашійского горизонту).
Початкові балансові запаси нафти по родовищу категорії А + В + С1 на 01.01. 2007 р. складає 157956 тис.т, які добуваються - 43971 тис.т. Запаси категорії С2 складають: геологічні - 16360 тис.т, що становить 10,4% від запасів промислових категорій, які добуваються - 2967 тис.т. p align="justify"> У нерозподіленого фонді значаться запаси нафти категорії С1 в кількості: балансові - 1191 тис.т, які добуваються - 196 тис.т, категорії С2: балансові - 321 тис.т, які добуваються - 78 тис.т. p align="justify"> Початкові балансові запаси газу категорії А + В + С1 в цілому по родовищу складають 4470 млн. м3, добуваються - 1701 млн. м3. p align="justify"> Залишкові запаси нафти Югомашевского родовища затверджені протоколом ДКЗ Роснадра № 53-пд від 21.03.2006 г і станом на 01.01.2006 р склали: геологічні - 135808 тис. тонн, які добуваються - 21823 тис.тонн по категорії А + В + С1 і 16360 тис. тонн і 2967 тис. тонн відповідно категорії С2 (розподілений фонд). Приріст запасів нафти склав 18543/4924ти.т. по категорії С1 і 2656/499тис.т. по категорії С2. Збільшення запасів пов'язане в основному з розширенням площі нафтоносності покладів і появою нових покладів. p align="justify"> Видобуток нафти на 01.01.2007 року в цілому по категорії А + В + С1 склала 22718 тис. тонн. Залишкові запаси нафти Югомашевского родовища на 01.01.2007 р склали по категорії А + В + С1: геологічні - 135238 тис. тонн, які добуваються - 21253 тис. тонн. p align="justify"> Видобуток газу на 01.01.2007 року по категорії А + В + С1 склав 424 млн.м3. Залишкові запаси газу по категорії А + В + С1 склали 1277 тис. тонн. p align="justify"> Таким чином, на Югомашевском родовищі спостерігається зростання частки видобутку нафти з відкладень середнього карбону і зменшення частки нафти, що видобувається з теригенних пластів ТТНК, колишніх раніше основними об'єктами експлуатації.
В даний час Югомашевское родовище пройшло всі етапи розробки і знаходиться на її завершальній стадії. Основними об'єктами видобутку нафти є карбонатні пласти відкладень середнього карбону, тому найбільш перспективними, з точки зору підтримки рівня видобутку нафти, є об'єкти відкладень середнього карбону. br/>
2. Застосування соляно-кислотних обробок привибійної зони пласта
2.1 Причини зниження проникності ПЗП
Привибійна зона свердловини - ділянка пласта, безпосередньо прилеглий до вибою свердловини. Тут швидкість руху рідини, перепади тиску, втрати енергії, фільтраційні опору максимальні. Навіть невелике забруднення ПЗП істотно знижує продуктивність свердловини. p align="justify"> Вплив на ПЗП з метою відновлення або збільшення проникності засноване на розчиненні привнесених в пласт ззовні або що утворилися в пласті кольматанта. p align="justify"> До основних причин зниження проникності привибійної зони видобувних і нагнітальних (водозабірних) свердловин в процесі експлуатації можна віднести наступні:
В§ проникнення рідини глушіння (прісної або солоної води) або рідини промивки в процесі ТКРС;
В§ проникнення пластової води в обводнених свердловинах при їх зупинках;
В§ набухання частинок глинистого цементу терригенного колектора при насиче...
