єктів: об'єкт - відкладення башкирського, Серпуховського і окського стратиграфических комплексів, об'єкт - відкладення від тульського до девонського стратиграфических комплексів.
Поклад у всіх розглянутих варіантах розробляється на пружно-замкнутому режимі. Рекомендований варіант, згідно з Регламентом на проектування розробки, з принципових положень відповідає затвердженому варіанту технологічної схеми розробки 1986 р а також враховує фактично сформовану систему розробки.
У згідно з технологічною схемою розробку I об'єкта родовища передбачалося здійснювати на пружно-замкнутому режимі, режимі розчиненого газу і водонапірному режимі. За II експлуатаційного об'єкту розрахунок показників був виконаний тільки при розробці на пружно-замкнутому режимі і режимі розчиненого газу.
Розробка родовища здійснюється на пружно-замкнутому режимі, при якому строго дотримується пропорційність відбору нафти зниженню тиску в поклади.
Пластові тиску по свердловинах розраховувалися на позначку мінус 4500 м і надалі для порівняння використовувалися відомості про наведені пластових тисках. За подоб'екти 1 об'єкта були побудовані карти ізобар на різні дати, що дозволило поспостерігати розвиток у часі зон зниженого пластового тиску. Оскільки режим дренування поклади нафти пружно-замкнутий, пластовий тиск є одним з основних показників, що характеризують поточний стан вироблення запасів нафти.
Середньозважена пластовий тиск по розроблюваної частині родовища становить 76,16 МПа, що на 6,19 МПа нижче початкового пластового тиску. У 20 свердловинах 1 об'єкта розробки йде зниження пластового тиску відповідно до темпом відбору.
Необхідно відзначити, що динаміка дебітів нафти свердловин в часі типова для всіх груп свердловин: в початковий період експлуатації може виявлятися ріст дебіту в результаті очищення привибійної зони, а також зменшення штуцірованія свердловини, однак після виведення свердловини на роботу з максимально відкритим штуцером спостерігається стійке падіння дебіту. Цього слід було очікувати, так як пластовий тиск знижується в результаті видобутку при пружно-замкнутому режимі. Подальше збільшення дебіту відзначається тільки після проведення робіт по підключенню додаткових товщин горизонтів в роботу, СКО або КГРП. Наголошується, що СКО і КГРП не тільки збільшують дебіт нафти, але і додають запаси нафти, залучені в активну розробку.
1.6 Геологічний нарис району
За геологічною будовою розроблювальні родовища ВАТ «Сургутнафтогаз» діляться на дві основні групи: нафтогазові та нафтові.
Для більшості родовищ характерна наявність великої кількості нефтенасишенних горизонтів, що залягають на глибинах від 1230 м до 2300 м і істотно відрізняються один від одного за геологічною будовою й колекторським властивостям.
За своєю будовою більшість покладів нафти і газу відносяться до типу пластових, сводових. Ряд покладів є частково або повністю литологически обмеженими.
Колектора практично всіх виявлених покладів представлені пісковиками і алевролітами і відносяться до поровому типу. Проникність колекторів змінюється в дуже широкому діапазоні - від 3 мД до 570 мД. Найкращі колектора пов'язані з пластами АС 4 - АС 10, БС 1 -БС 2, інші пласти групи АС і пласти БС 10-11 мають більш низьку проникність.
Склад і властивості нафти вия?? ленних покладів змінюються в широкому діапазоні. У великій мірі ці властивості залежать від пластових умов, в яких знаходяться скупчення нафти. Пластові температури змінюються від 55 0 С до 105 0 С, а пластові тиску - від 18,8 МПа до 45 МПа. Як правило, зі збільшенням глибини, тиску і температури збільшується газосодержащей нафт і зменшується в'язкість і щільність їх в пластових умовах.
Горизонту БС 10 (прибережно-морські опади), на Східно-ялинових родовищі представлені алювіальними відкладеннями. Як показали палеогеографічні дослідження, вони формувалися за активної меандрірованію русел річок за площею і з частою взаємно сумний руслових і заплавних відкладень по розрізу. При цьому заплавні (переважно глинисті) опади у тій чи іншій мірі перемивати і зносилися вниз за течією на захід, до неокомских палеобасейнів. Більш того, при значній швидкості частково змивалися і руслові відкладення. Ступінь руслових вріз за площею була різна, тому виділити межі кожного пласта скрутно. Глинисті прошаруй тут регіонально не витримав, в них нерідко є зони опесчаніванія.
Таблиця 1
Литолого-стратиграфическая характеристика свердловини
Вік отложенійЛітологіческіе отложеніяІнтервал, мМощность мсістемаотделЯрус, світапачкаСостав породотдо12345671четвертічнаяПескі, глина...
