кв.мкм0,1840,0418Пластовая температура. 0С90-12090-1209Начальное пластовий тиск, МПа25,525,510Давленіе насичення, МПа13-2213-2211Плотность нафти в пластових умовах, до г/куб, м670-700670-70012Вязкость нафти в пластових умовах, мПа * с0,4-0,50,4-0,513Газонасишенность, куб.м/т130-300130-30014Содержаніе,% сірки парафіну смол і асфальтенів 0,2 3,4 4 0,2 3,4 4
2.3 Властивості пластових флюїдів
На родовищі глибинні проби відібрані з пластів ЮК10 (146 свердловин) і ЮК11 (18 свердловин). Глибинні проби відбиралися за допомогою пробовідбірників ВПП - 300. Методичне забезпечення досліджень відповідало вимогам галузевого стандарту ОСТ - 39 - 112-80" Нафта. Типове дослідження пластової нафти.
Компонентний склад пластових Разгазированная нафт і нафтових газів визначався методами газо-рідинної хромотографии, на приладах типу ЛХМ - 8МД Хром - 5 і Варіан - 3700 raquo ;. Поверхневі проби відбиралися з гирла видобувних свердловин.
Таблиця 2.2 Властивість пластової нафти Талінского родовища
ЮК10ЮК11Пластовое тиск МПа19-2522,6-25,7Пластовая температура 0С98-10598-107Давленіе насичення МПа11,8-22,611,2-19,7Газосодержаніе м3/т181-375141,5-254,9Газовий фактор при умовах сепарації м3/т140-340147-218Об'ёмние коеффіціент1,46-1,981,39-1,73Плотность нефті602-677620-675Об'ёмний коефіцієнт при ум. сепараціі1,37-1,771,4-1,57Вязкость нафти мПа * с0,25-0,550,3-0,5Коеффіціент об'ємної пружності 1/МПа * 10-317,3-34,017,2-23,6Плотность нафти при ум. сепарації кг/м3802-812806-815
Незвичні термобарические умови продуктивних пластів: при глибині залягання 2700 м початкова пластова температура доходить до 105 0С, початковий пластовий тиск нижче гідростатичного (23 МПа) приблизно на 10%. Пластова нафту малов'язкі - 0,4 мПа * с, газонасиченості нафти досягає 340 м3/т, тиск насичення становить 21,5 МПа, вміст парафіну до 4%, щільність нафти в пластових умовах складає 700 кг/м3. Так, газосодержание від 140 м3/т. до 340 м3/добу. Тиск насичення нафти газом по ряду свердловин (близько 30% від загального обсягу досліджень) одно і вище пластового тиску, що однозначно свідчить про наявність двофазного потоку, як у зоні відбору, так і на вибої свердловини. Щільність разгазірованной нафти невелика (780-825кг/м3), що пов'язано не тільки з індивідуальними властивостями нафти, але і з виносом на поверхню конденсату, що утворюється в пласті при фільтрації газонафтової суміші.
Нафтові гази стандартної сепарації високожирні, коефіцієнт жирності газів обох пластів близько 100.
Таблиця 2.3 Склад пластової води
Загальна мінералізація мг/л13415,25-20503,00Плотность г/см3100,5- 1.011Хлор39,1-47,9СульфатОтсутствуетГидрокарбонат2,15-4.00Кальций0,6-1,7Магний0,2- 0,3Натрій + калій48,3 - 49,4
Висновок
Таким чином проведений аналіз свідчить про аномальних властивостях пластових флюїдів в умовах їх залягання і про надзвичайно складному геологічному будову розроблюваних об'єктів Талінского родовища.
пластовий свердловина нізкопроніцаемие колектор
3. ТЕХНОЛОГІЧНА ЧАСТИНА
. 1 Проектні рішення розробки
З 1981 року на невеликих ділянках Талінского родовища розпочато пробна експлуатація. У першу чергу в експлуатаційних свердловинах в експлуатацію вводилися все проникні горизонти, виділені в розрізі тюменської свити. З 1983 року на Талінской площі в розробку введений тільки Шеркалінскій горизонт.
Промислова експлуатація Талінской площі здійснюється з 1981 року. Експлуатаційне буріння розпочато в 1982 році на дослідній ділянці, розташованому на північному заході поклади, основного експлуатаційного об'єкта ЮК10 на підставі технологічної схеми розробки, складеної СібНІІНП, яка передбачає (таблиця 3.1):
- виділення основного експлуатаційного об'єкта (пласти ЮК2 - ЮК11)
система розробки майданна дев'яти точкова, сітка 400х400 метрів.
За результатами буріння було встановлено, що на значній площі є досить витримані пласти ЮК10 - ЮК11, що володіють великою продуктивністю і щільністю запасів, ніж пласти ЮК2-9. У зв'язку з цим СібНІІНП була складена нова технологічна схема на запаси Шеркалінской пачки - пласти ЮК10, ЮК11 (таблиця 3.2 - 3.3):
? виділення двох експлуатаційних об'єктів ЮК10, ЮК11 з розбурювання їх самостійними сітками свердловин;
? застосування блокової трехрядной системи розміщення свердловин по сітці 400х400 метрів при відстані між першими видобувними і нагнітальними рядами 500 метрів (щільність 18 га/вкв)
? рекомендований забійні т...
