Технология ремонтно-изоляционных работ на примере СНПХ-9633 — страница 8

возраста. Стоит отметить, что 302 и 303 залежи обладают вертикальной трещиноватостью и глинистая перемычка в кровле протвинского горизонта не может являться надежной изоляцией этих двух залежей друг от друга. Исходя из этого 302, 303 залежи являются одним объектом разработки. Границы 302 и 303 залежей, приуроченных к данным отложениям, проведены по линии ВНК на отметках –540,1 м (скв.410) в северной части и -540,0 м (скв.533) в южной части. ВНК

имеет наклонную плоскость с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам составляет -543м. При определении положения ВНК, главным образом, использовались данные испытания скважин. По большинству из них, с учетом характера распределения пористо-проницаемых пропластков в интервале перфорации и диапазона нефтеносности по данным геофизических исследований, этаж нефтеносности залежей достигает 70-90 метров. Начальная

средняя нефтенасыщенная толщина по 302 залежи – 6,4 м, по 303 – 12 метров. Запасы нефти в башкирско-серпуховских отложениях распределены неравномерно и, в основном, сосредоточены в серпуховских отложениях. Коллекторские свойства по пористости и проницаемости представлены в таблице 1. Таблица 1 Геолого-промысловые параметры залежи 302-303 Наименование Залежь 302 303 Средняя глубина,м 875 892 Тип залежи Массивная Тип коллектора

Порово-трещинный-кавернозный Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 256938 152454 Общая толщина средняя, м 10,2 17,2 Средне взвешанная нефтенасыщенная толщина, м 5 8,8 Пористость , доли ед. 0,124 0,141 Начальная нефтенасыщенность, доли ед. 0,758 0,788 Проницаемость нефтенасыщенная, мкм2 0,086 0,145 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,596 0,663 Коэффициент расчлененности, доли ед. 3186 5100 Начальное пластовое давление, МПа 7,1 7,4 2.5 Физико-химические свойства нефти, газа

и пластовой воды Исследование физико-химических свойств пластовых нефтей проводилась по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вязкозиметром ВВДУ (вязкозиметр высокого давления универсальный) и капилярным типа ВПЖ.

Плотность сепарированной нефти определялась пинкометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Поверхностные пробы исследовались в нефтесырьевой лаборатории ВНИИУСа согласно следующим ГОСТам: плотность нефти-ГОСТ-3900-85, сера-ГОСТ-377-75, вязкость-ГОСТ-377-66, содержание в нефти парафина определялось по методике ВНИИНП. Всего по