овний контур підрахунку приймається в районі свердловини 316 на а.о. -2574 М (підошва пласта), в районі свердловин 203 і 634 на а.о. -2630 М (підошва пласта в вкв 203), в районі вкв. 359 на а.о. -2537 М (підошва пласта), в південно-західній частині родовища на а.о. -2574 М (підошва пласта в вкв. 304). У районі вкв. 208 виділяється ділянка з контуром нафтоносності -2580 м.
Поклад нафти пластова, сводовая, литологически екранована.
Пласт Ю1-4 розкритий на всій площі родовища, за винятком району шести свердловин, пробурених в центральній частині структури. Ефективні товщини змінюються від 0 до 13,4 м (вкв. 610). Максимальне значення нефтенасищенной товщини одно 10,6 м (вкв. 398). Середня нефтенасищенная товщина дорівнює 6 м, поширена досить рівномірно по площі. Зменшення ефективної товщини до 2 м спостерігається в західній, південній та східній периферійних частинах структури. p align="justify"> Окремо випробуваний в центральній і північно-східній частинах в вкв. 340, 375 і 380, отримані припливи нафти дебітом 5,3 мі/сут. на 4 мм штуцері, 15,3 мі/сут. на 4 мм штуцері. Вміст води незначне. У вкв. 208 при випробуванні його спільно з пластом Ю1-3, які мають незначну товщину, отримано приплив нафти дебітом 38 мі/сут. на 5 мм штуцері.
Контур нефтеносности пласта приймається в західній частині по підошві пласта в вкв. 322 на а.о. -2586 М, на півночі по підошві пласта вкв. 375 на а.о. - 2593 м. У східній частині він підвищується до а.о. -2543 М (підошва пласта в свк. 407), у південній частині проводиться на а.о. -2565 М (підошва пласта в вкв. 331), потім знижується до а.о. -2580 М (підошва пласта в вкв. 304). У районі вкв. 208 виділяється відособлена поклад нафти з контуром нафтоносності на а.о. -2560 М.
Поклад нафти пластова, сводовая.
За результатами опробування та інтерпретації геофізичних даних інших нафтовмісних об'єктів в розрізі родовища не виявлено.
2. Розрахунково-технічна частина
.1 Кислотні обробки теригенних колекторів
Основною метою обробки теригенних колекторів кислотою є, в першу чергу, розчинення забруднюючих породу матеріалів. Незважаючи на те, що зерна кварцу складають кістяк породи, теригенні колектора містять глинисті мінерали, які значною мірою впливають на фільтраційно-ємнісні властивості. Терригенние колектора можуть містити карбонати, оксиди металів, сульфати, сульфіди, хлориди і аморфний кремнезем. Крім цього в привибійній зоні пласта містяться хімічні речовини, що входять до бурової і цементний розчини. p align="justify"> Фтористоводнева кислота (HF) є єдиною, розчинювальною силікатні матеріали, тому всі рецептури, використовувані при кислотних обробках теригенних колекторів, включають HF.
Проте в результаті ...
