Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ условий разработки и освоения самотлорского месторождения 12
1.1 Краткие сведения по условиям залегания и разработки Самотлорского месторождения 12
1.2 Анализ работы погружного оборудования 23
1.3 Процессы, происходящие в околоскважинной зоне продуктивного пласта и их влияние на продуктивность (приемистость) скважины 49
1.4 Теоретические предпосылки совершенствования методов освоения скважин и очистки приствольной зоны пласта 63
Выводы по разделу 1 83
2 Разработка (совершенствование) технологии и технических средств освоения скважин методом плавных регулируемых депрессионных воздействий 87
2.1 Исходные положения итребования 87
2.2 Совершенствование конструкции струйных насосов 91
2.3 Технические средства для освоения скважин методом плавных регулируемых депрессионных воздействий 100
2.3.1 Пакер механический ЗПМС 100
2.3.2 Лубрикатор 104
2.3.3 Сваб гидравлический 104
2.3.4 Клапан уравнительный КУ-112 106
2.4 Усовершенствованная технология направленного депрессионного воздействия на продуктивный пласт при его освоении и дальнейшей эксплуатации скважин 108
2.5 Методика расчета технологического процесса при освоении скважин струйным насосом 114
Выводы по разделу 2 120
3 Результаты опытно-промышленного внедрения метода плавновозрастающих депрессионных воздействий при освоении скважин 122
3.1 Результаты испытаний технологии плавновозрастающих депрессионных воздействий на околоскважинную зону пласта 122
3.2 Результаты внедрения метода плавновозрастающих депрессионных воздействий при эксплуатации скважин 146
3.3 Результаты испытаний беспакерной компоновки гидроструйного насоса 160
Выводы по разделу 3 165
4 Совершенствование способа разработки нефтегазовой залежи 166
4.1 Обоснование выбора точек заложения нагнетательных и эксплуатационных скважин 168
4.2 Характеристика полей напряженности пласта Тальникового месторождения 170
4.3 Способ разработки нефтегазовой залежи 180
Выводы по разделу 4 190
Основные выводы и рекомендации 191
Список использованных источников 195
Приложение А 207
- Краткие сведения по условиям залегания и разработки Самотлорского месторождения
- Совершенствование конструкции струйных насосов
- Результаты испытаний технологии плавновозрастающих депрессионных воздействий на околоскважинную зону пласта
- Характеристика полей напряженности пласта Тальникового месторождения
Введение к работе
Геолого-технологические условия разработки многих месторождений нефти и газа Западной Сибири в настоящее время характеризуются увеличением доли трудно извлекаемых запасов, что обусловлено геологическими причинами, быстрым обводнением скважин, потерями гидродинамической связи по участкам разрабатываемых месторождений в условиях деформации коллекторов, ростом фонда бездействующих скважин, повышением требований к охране недр, окружающей среде и безопасности работ на нефтегазовых месторождениях и т.д.
Увеличение добычи нефти в этих условиях возможно только при использовании на месторождениях новых высокоэффективных технических средств и технологий освоения скважин, интенсификации притока нефти при дальнейшей их эксплуатации.
За последнее время, в условиях высоких мировых цен на нефть, ряд российских нефтегазовых компаний резко увеличили скорость отбора запасов. Означает ли это, что достигается вовлечение в разработку максимального объема извлекаемых запасов, соответственно повышение коэффициента извлечения нефти (КИН)? Наблюдается тревожная тенденция увеличения доли неработающих скважин во многих компаниях. Происходит ускоренный, выборочный отбор активных запасов нефти с рассогласованием системы разработки месторождений и нарушением ее целостности. Любые заметные отклонения от принятых показателей на практике, несомненно, несут повышенную вероятность недостижения утвержденного КИН, соответственно ведут к потерям извлекаемых запасов и в конечном итоге неполучению государством возможных доходов с конкретного объекта [1,2, 3].
Компании резко увеличили применение методов интенсификации добычи, и сохранение этой тенденции просматривается в перспективе. Это относится к гидроразрыву пласта (ГРП), кислотным обработкам околоскважинных зон пласта, зарезки боковых стволов, горизонтального
бурения и др., которые до недавнего времени применялись в основном для восстановления производительности «старых» скважин. В последнее время, пока сохраняется благоприятная рыночная конъюнктура и стремление увеличить скорость отбора запасов, эти методы все шире используются в качестве заканчивания новых, в том числе высокопроизводительных скважин. Вместе с тем отмечается, что число научных исследований, направленных на совершенствование методов и технических средств освоения скважин, значительно сокращается.
Качество освоения и результаты последующей эксплуатации скважины зависят от того, насколько удается восстановить фильтрационные характеристики продуктивных пластов-коллекторов на стадии вторичного вскрытия пласта, вызова притока, применения различных методов интенсификации притока из пласта. Качество освоения, по существу, определяет темпы и характер разработки месторождений.
Нефтегазоносный пласт в отличие от других пород, слагающих геологический разрез нефтяных и газовый месторождений, представляет собой горную породу, насыщенную нефтью, газом и водой под высоким давлением. Как правило, он разобщается от непродуктивных пород разреза почти непроницаемой кровлей и подошвой.
Для нефтегазоносного пласта характерны фациальная изменчивость по площади, изменение мощности по разрезу, макронеоднородность, т.е. существенные изменения проницаемости пласта по зонам и от слоя к слою и, наконец, микронеоднородность, т.е. неоднородность фильтрационных путей, образующих в пласте всеобщую связь, аккумуляцию и миграцию.
Важнейшими физическими свойствами, которыми характеризуются коллекторы нефти и газа, являются их пористость, проницаемость, структура порового пространства, нефтегазонасыщенность, содержание связанной воды, удельное электрическое сопротивление и ряд других.
Скважина, околоскважинная зона и межскважинная часть пласта это —
взаимосвязанные и взаимодействующие элементы единой техноприроднои системы. В процессе сооружения скважины наиболее существенные изменения фильтрационных свойств пласта происходят в околоскважинной зоне. Известно, что даже в окончательный период функционирования скважины изменение ее фильтрационных свойств в призабойной или околоскважинной зоне оказывает влияние на ее продуктивность. Поэтому ухудшение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) на начальной стадии эксплуатации скважины оказывает влияние не только на ее производительность, но и темпы разработки месторождения и конечный коэффициент нефтеизвлечения.
В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии. В связи с особенностями потерь давления в околоскважинной зоне при фильтрации флюидов среднюю проницаемость техногенной системы скважина - околоскважинная зона - межскважинная часть пласта определяет именно проницаемость околоскважинной области, несмотря на ее незначительные размеры. Известно, что ухудшение проницаемости околоскважинной зоны в 5 раз приводит к снижению производительности скважины в 3,5 раза, а уменьшение проницаемости в 50 раз может вызвать потерю производительности в 15 раз [4].
Эта статистика определяет сегодня и основную стратегию регулирования ФЕС в околоскважинной зоне — сведение к минимуму ухудшения проницаемости путем подбора современных технологий вскрытия пласта, освоения и эксплуатации скважин. Если во время бурения невозможно обеспечить сохранение природных ФЕС, то необходимо восстановить их на стадии освоения скважины путем направленного и регулируемого воздействия на призабойную зону пород-коллекторов нефти и газа.
Научные основы этой проблемы решались в работах В.А. Амияна, А.И. Булатова, Г.И. Баренблатта, B.C. Войтенко, Ю.В. Вадецкого, А.А. Гайворонского, Т.Д. Голф-Рахт, В.М. Добрынина, Ю.П. Желтова, A.M. Киреева, Р.И. Медведского, В.П. Овчинникова, Г.Т. Овнатанова, Н.Н.
11 Светашова, Е.М. Смехова, М.Л. Сургучева, М.Е. Стасюка, В.Н. Щелкачева, Р.С. Яремийчука и др.
Показано, что проблема направленных, регулируемых воздействий на околоскважинную зону пласта применительно к задачам строительства скважин и обработки пласта является многогранной. Она предполагает разработку научных основ и методов влияния на напряженно-деформированное состояние горного массива не только с целью сохранения пласта при проводке скважины, но и, что самое главное, для создания благоприятных условий получения и интенсификации притоков нефти и газа, длительного поддержания гидродинамической связи фильтрационных путей в околоскважинной зоне с удаленными участками пласта на всем этапе эксплуатации скважины. И в этой связи представляет интерес выявить основные причины снижения ФЕС и возможные технико-технологические решения их сохранения и восстановления с использованием методов регулируемых депрессионных воздействий на пласт на примере сложного и разнообразного по условиям залегания и разработки Самотлорского месторождения.
Краткие сведения по условиям залегания и разработки Самотлорского месторождения
Промышленная нефтегазоносность выявлена в 18 продуктивных пластах юрского и мелового возраста, основными продуктивными пластами являются пласты АВі, АВ2.з, АВ4.5, БВ8, БВю приуроченные к меловой системе и залегающие на глубинах 1600-2300 м. Более 80 % запасов относятся к категории трудноизвлекаемых, причем наряду с природными факторами одной из главных проблем является высокая обводненность скважин (более 90 %). Площадь нефтеносности составляет 50x36 км, толщина залежи до 200 м.
Продуктивные пласты группы АВ Самотлорского месторождения характеризуются наличием газовой шапки в сводовой части структуры. В настоящее время перспективы разработки Самотлорского 1 месторождения в большей степени связаны с продуктивным пластом АВ," «рябчик», который находится на начальной стадии эксплуатации и имеет наибольшее площадное распространение (более 1200 км ). Пласт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. По структурно-текстурным особенностям породы пласта АВ} 2 делятся на две группы: песчаные (апс 0,65) и «рябчиковые» (апс 0,65). Песчаные породы сложены массивными песчаниками, алевролитами и их глинистыми разностями, «рябчиковые» — тонкослоистыми и линзовидными прослоями песчано-алевролитовых разностей и толщиной от 1 до 10 мм и более. Низкие фильтрационные свойства, большая неоднородность создают значительные трудности в его промышленном освоении, а гидродинамическая связь с нижележащими сильно обводненными пластами определяют дифференцированный характер подхода к выбору методов вскрытия и повышения нефтеотдачи пластов. На долю пласта ABj" приходится более 60 % всего объема. Несмотря на то, что этот пласт в районе подгазовой зоны и газовой шапки не разрабатывался, наблюдается поднятие ГНК, что обусловлено продолжительным временем эксплуатации месторождения, наличием большого числа транзитных скважин, высокой подвижностью газа и др. В связи с низкими проницаемостями пласта ABt" одной из наиболее часто применяющихся технологий является ГРП. Пласты группы АВ разрабатываются с поддержанием давления (с 1971 г.) путем нагнетания пресной технической воды в продуктивные пласты. Предполагается существенное влияние системы ППД нижележащего пласта АВ, на энергетику пласта АВ1,"2. Анализ геолого-промысловых данных, а также результатов детальных литолого-петрофизических исследований, проведенных в пределах различных месторождений Западной Сибири, показывает резкие изменения продуктивности скважин, расположенных на небольшом расстоянии друг от друга, невозможно объяснить только вариациями мощности продуктивных пластов или их выклиниванием (глинизацией). То же самое можно сказать и о значительных вариациях уровня водонефтяного контакта (ВНК) в пределах некоторых месторождений. Более того, трассерные исследования многих залежей месторождений Западной Сибири показали наличие аномально высокопроницаемых (до 30-5000 мкм ) каналов. Скорость прохождения по ним закачиваемой воды достигает 10-180 м/ч, что в 1000-2000 раз выше характерных значений для терригенных (гранулярных) коллекторов. Особо выделяются также необычные продуктивные объекты в отложениях баженовской и абалакской свит, формирование емкостного пространства в которых происходило на значительных глубинах под действием наложенных (вторичных) процессов [5]. Все перечисленные факты свидетельствуют, что тектонические движения, происходившие в пределах тех или иных месторождений или площадей, оказали значительное влияние на фильтрационно-емкостные свойства обычных (первичных) гранулярных коллекторов, а также способствовали образованию трещинно-кавернозных (вторичных) коллекторов. Таким образом, резкие изменения ФЕС первичных (гранулярных) и образование вторичных (трещинных и трещинно-кавернозных) коллекторов обусловлены тектоническими движениями, сопровождающимися проникновением из фундамента гидротермальных флюидов, приведших к возникновению термобарических и гидрохимических аномалий, а также нормированию устойчивых в этих условиях минеральных ассоциаций [5, 6, 7].
Главным способом эксплуатации скважин является механизированный, с использованием электроцентробежных (ЭЦН) и штанговых глубинных насосов (ШГН). Основными геолого-техническим мероприятиями (ГТМ) по повышению дебитов скважин являются различные методы интенсификации притока нефти при капитальных ремонтах скважин и проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР). Эффективность методов интенсификации притока не всегда высока из-за несовершенства используемых технических средств вызова притока и дренирования скважин (применение азотных агрегатов, свабов) [8].
В настоящее время на Самотлорском месторождении в области добычи нефти значительно осложнились условия разработки залежей. Как уже указывалось, обводненность скважин, эксплуатирующих высокопродуктивные коллекторы, превышает 90 %. Происходит переход к добыче нефти из низкопродуктивных пластов, остаточные запасы которых относятся к категории трудноизвлекаемых. Нефтенасыщенные коллекторы в этих скважинах характеризуются высокой анизотропией (расчлененностью, прерывистостью, низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС)). Накопленный, опыт строительства скважин на месторождениях Западной Сибири позволяет спроектировать и строить скважины в любых горногеологических условиях. Однако разработка пласта АВ"2 «рябчик»
Самотлорского месторождения требует обоснования инвестиционных затрат в области заканчивания скважин [9, 10, 11].
Совершенствование конструкции струйных насосов
В преимущественно гидрофильных коллекторах с ухудшенными коллекторскими свойствами, развитой удельной поверхностью при наличии внутрипорового глинистого цемента существенно влияют на поражение пласта фильтратом промывочной жидкости поверхностные взаимодействия фильтрата и твердой фазы коллектора. В природном состоянии поверхностные силы прочно удерживают мельчайшие гидрофильные частицы на зернах скелета. При внедрении фильтрата промывочной жидкости в гидрофильной пленке погребенной воды резко уменьшаются действия поверхностных сил, в результате чего мельчайшие частицы твердой фазы приходят в движение и увлекаются фильтратом в глубь пласта. Взаимодействуя друг с другом и со скелетом породы, частицы могут образовывать сгустки и застревать в местах сужений и пережимов пор. Самокольматация за счет мельчайших гидрофильных частиц проявляется при использовании промывочных жидкостей на пресной основе. В результате самокольматации проницаемость пласта может снизиться до 30-40 % от первоначальной. На интенсивность самокольматации оказывают влияние структура порового пространства и условия вскрытия пласта. В коллекторах с разветвленной структурой порового пространства при наличии тупиковых и плохо сообщающихся пор изменение минерализации фильтрата в зоне проникновения происходит постепенно и не возникает значительных градиентов поверхностных сил. При высоких скоростях проникновения фильтрата в пласт градиенты поверхностных сил значительны и интенсивность поступления мельчайших частиц в фильтрат возрастает [28, 35, 45, 46].
Помимо самокольматации взаимодействие фильтрата промывочной жидкости с твердой фазой породы приводит также к поверхностной гидратации, в результате которой в зоне проникновения увеличивается количество прочно связанного фильтрата, уменьшаются эффективная пористость и проницаемость коллектора. Уменьшение проницаемости в зоне проникновения в результате поверхностной гидратации может составлять до 40 % первоначальной. Эффекты поверхностной гидратации самокольматации наиболее типичны для заглинизированных песчаников, однако исследования, проведенные в России и за рубежом, показали, что при современных обработках промывочных жидкостей физико-химическими реагентами эти явления могут наблюдаться и для практически безглинистых — чистых коллекторов [18, 24, 45].
Таким образом, можно считать, что в результате комплекса процессов, протекающих в длительный геологический период, продуктивный пласт приобретает относительно равновесное состояние. После вскрытия его скважиной возникает околоскважинная зона пласта, в которой произошли, происходят или будут происходить различные процессы, нарушившие или нарушающие первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние породы. Все указанные процессы возникают с момента вскрытия кровли пласта, а по мере разбуривания породы распространяются в глубь ОЗП по нарастающей вскрытой толщине. Радиус околоскважинной зоны практически определить невозможно. Под этим термином понимается некоторый условный средний радиус, ограничивающий зону пласта по простиранию по всей его толщине, в которой происходят все процессы и явления, обусловленные вскрытием пласта.
Через ОЗП из продуктивного пласта в скважину происходит фильтрация пластового флюида. Если же фильтрационно-емкостные свойства пород этой зоны по сравнению с первоначальным состоянием пласта по каким-либо причинам изменились (ухудшение или улучшение), то и продуктивность его будет иной по сравнению с природным ее значением. Состояние околоскважинной зоны определяется [23, 27, 40, 44]: — механическими напряжениями в породе; — гидродинамическим влиянием флюидопроводящих каналов; — загрязнением пород и физико-химическими процессами, протекающими в коллекторе; — фильтрационным движением жидкостей, распределением давления и температуры в пласте. Причины, вызывающие ухудшение проницаемости ОЗП, принято делить на четыре группы [4, 19, 29, 40]: 1) обусловливающие механическое загрязнение; 2) физико-литологические, приводящие к разбуханию пластового цемента при контакте с водой; 3) физико-химические; 4) термохимические. Основными факторами, которыми можно каким-то образом влиять на изменение ФЕС пласта могут быть: 1) качество буровых растворов, используемых при вскрытии пласта; 2) статическая и динамическая репрессия на продуктивный пласт; 3) число спуско-подъемных операций во время разбуривания продуктивного пласта; 4) скорость или время спуска одной свечи бурового инструмента и длиной колонны буровых труб; 5) проницаемость пород призабойной зоны пласта; 6) времени контакта бурового раствора с породой и др. Значительные изменения продуктивности происходят и из-за многократных глушений скважин для проведения подземных, текущих и капитальных ремонтов. Анализ промысловой информации и результаты исследований, выполненных различными отечественными и зарубежными авторами [47-50] показывают, что основные эксплуатационные показатели работы скважин сильно зависят от количества операций и типа жидкости глушения скважин (ЖГС) перед проведением ремонтных работ. Особенно большие изменения характеристик скважин и околоскважинной зоны происходят во время первых операций глушения. В дальнейшем темп падения эксплуатационных характеристик замедляется и наступает «состояние насыщения», т.е. операция глушения практически не оказывает влияние на работу скважин.
Одним из направлений работ по интенсификации добычи нефти являются методы, улучшающие коэффициенты продуктивности и приемистости добывающих и водонагнетательных скважин путем обработки призабойной зоны [51-54].
Необходимость методов обработки призабойной зоны на стадии освоения скважин обусловливается и низкими коллекторскими свойствами продуктивных пластов. Если в начальный период разработки месторождений осваиваются в основном высокопродуктивные пласты, освоение скважин не представляет больших проблем — технологии освоения не требуют проведения сложных работ по ОПЗ. Однако при разбуривании участков с худшими коллекторскими свойствами приходится применять различные методы обработки призабойной зоны в зависимости от коэффициента проницаемости коллекторов и степени загрязнения их при бурении [55-59].
Результаты испытаний технологии плавновозрастающих депрессионных воздействий на околоскважинную зону пласта
При освоении скважин проявляются главным образом свойства головных фильтрационных каналов, наиболее широких и протяженных. Они доминируют и наглядно отражаются в связанных с ними явлениях и их последствиях. Фактически же в трещинной системе присутствуют и реагируют на воздействия в скрытой форме другие трещины (вплоть до непроницаемых). Поэтому результаты освоения скважин могут быть оптимальными лишь в случае предотвращения или ликвидации блокады проницаемости головных и всех остальных фильтрационных каналов, составляющих данную трещинную систему. Если же деблокируются только головные или какие-либо другие элементы системы, то приток вызывается, но результаты оказываются не оптимальными, так как часть трещин в фильтрации не участвует и притока не дает. Если примененным способом вызвать приток не удалось, значит, трещины не были деблокированы или они вообще отсутствуют.
Оценивая с этих позиций эффективность способов и средств освоения скважин, которые испытаны на объектах с анизотропным коллектором, можно отметить следующее.
Получение различных результатов при освоении скважин в основном связано с тем, что, при плавном увеличении депрессии приток из трещин, не блокируемых твердой фазой, вызывается успешно, из нестойко блокируемых — вызывается с затруднениями. Из трещин, специфичных для третьего и четвертого видов, т.е. стойко блокируемых, не может быть вызван вообще.
Применение буровых растворов, не содержащих твердой фазы или не способствующих набуханию породы, в том числе и безводных, может предотвратить только кольматацию и закупорку трещин, но не смыкание их горным давлением при депрессии.
Форсированный режим отбора жидкости и импульсный дренаж как средства вызова притока не заменяют базовой технологии. Неприменимы они в обстановке, когда приток мал. А вследствие больших величин депрессий, активизирующих смыкание фильтрационных каналов, сомнительной становится их эффективность для декольматации коллектора.
Гидросвабирование не только не может противодействовать, но возможно даже, наоборот, способствует стойкой блокаде проницаемости. В фазе репрессии и поглощения рабочего агента остатки бурового раствора и обвалившейся со стенок скважины корки могут попадать в фильтрационные пути и проталкиваться в глубь пласта, а при депрессии — в них заклиниваться.
Таким образом, рассмотренные способы не универсальны. Взятые в совокупности или отдельно, они могут быть эффективными только при отсутствии или нестойкой блокаде проницаемости. Средства, противодействующие стойкой блокаде проницаемости, в этом наборе отсутствуют.
Перечисленные способы вызова притока, взятые отдельно и в комплексе, оптимальных результатов обеспечить не могут. В тех случаях, когда в осваиваемых объектах ведущую роль играют флюидопроводящие каналы, не блокируемые или нестойко блокируемые твердой фазой буровых растворов, результаты бывают только положительные, а в случаях, когда ведущими являются фильтрационные каналы, стойко блокируемые за счет смыкания и кольматации, результаты бывают отрицательные или близкие к ним. Успешно устранить стойкую блокаду можно только, обеспечив два условия [92, 93, 94].
Во-первых, необходимость сохранения закрепляющего агента в искусственно созданной трещине и когда флюидопроводящие каналы должны находиться в состоянии оптимальной раскрытости. Поскольку по мере возрастания депрессии проницаемость анизотропных коллекторов снижается, а затем и утрачивается, то фильтрация не происходит и при нулевой депрессии (когда нет перепада давлений), и при ее критической величине (когда трещины сомкнуты и проницаемость нулевая). Максимальным приток становится при некоторой меньшей критической величине депрессии, когда устанавливается оптимальное соотношение перепада давлений в системе «скважина - пласт» и раскрытости трещины [95, 96, 97].
Во-вторых, чтобы при оптимальной раскрытости флюидопроводящих каналов в течение времени, когда напряжения в матрице коллектора еще не релаксировали, на кольматирующий трещины материал оказывало выталкивающее действие давление, превышающее статическую величину депрессий. При ступенчатых плавновозрастающих депрессионных воздействиях в циклическом режиме достигаются оба эти условия. В фазе набора затрубного давления или снижения депрессии (1-я фаза цикла) фильтрационные каналы расширяются, горное давление, заклинивающее кольматирующий их материал, снижается, а напряжения в матрице коллектора релаксируют. При сбросе забойного давления (2-я фаза цикла) возникает импульс гидравлического давления, который в условиях оптимальной раскрытости трещин и некоторого отставания процесса релаксации декольматирует коллектор. Ступенчатое плавновозрастающее увеличение депрессии установками периодической эксплуатации в качестве способа воздействия на приствольные зоны пласта может использоваться с разными целями. Когда приток отсутствует или недостаточен для автономной работы данной установки, он применим в качестве средства вызова притока. Когда получен приток, позволяющий продолжать освоение скважины за счет энергии пластового флюида, он может стать средством интенсификации. А когда достигнуты условия, в которых скважина дает максимально возможный дебит, он приобретает значение средства оптимизации условий разработки. В случае газового месторождения — за счет исключения режима растворенного газа. Причем, при переходе от одной, осуществляемой этим способом операции, к другой переоборудование скважины не требуется, а в комплексе с другими способами он не изменяет состояние скважины. То есть способ рационален в технологическом и техническом отношениях [95, 98, 99].
Характеристика полей напряженности пласта Тальникового месторождения
Тальниковое газонефтяное месторождение расположено в Советском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области РФ, в 190 км северо-западнее г. Урая. Тальниковое месторождение открыто в 1964 г., в 1998 г. начата пробная эксплуатация.
В тектоническом отношении Тальниковое месторождение приурочено к Лемьинской брахиантиклинали, расположенной в пределах Арантурского куполовидного поднятия Верхне-Кондинского мегапрогиба. Структуры Лемьинской брахиантиклинали, в том числе и Тальниковая структура, представляют собой локальные поднятия различного простирания и размеров. Склоны поднятий осложнены многочисленными заливообразными прогибами (ложбинами).
Анализируемый участок опытно-промышленной разработки Тальникового месторождения представлен нефтяными отложениями верхней юры (пласт П) и тюменской свиты нижне-средней юры (пласт Т). Коллекторы пласта Т по типу — терригенные, поровые, реже порово-трещинные. Общая мощность пласта достигает 98,4 м. Пласт часто разделяется небольшими глинистыми перемычками на 10-12 пропластков. Эффективная толщина газонасыщенной части пласта колеблется от 1,8 до 11,2 м, нефтенасыщенной части — от 0,6 до 14,4 м. Толщины глинистых перемычек изменяются от 0,4 до 22 м. Средняя песчанистость разреза — 0,3. Наблюдается общее увеличение эффективных толщин от минимальных значений в восточной части площади, где выявлены обширные участки замещения коллекторов непроницаемыми разностями, до максимальных в западном направлении. В пределах контура нефтеносности участки с нефтенасыщенными толщинами менее 2 м занимают 10-12 % площади, а более 4 м — свыше 75 %. На основной залежи пласта Т ВНК колеблется в интервале абсолютных отметок— 1680-1690 м. В пласте Т коллекторами служат полимиктовые песчаники, мелко- и среднезернистые, грауваковые. Средняя пористость по керну 17,7 % при изменении от 13,3 % до 29,8 %, а проницаемость изменяется в интервале 0,1-1525 мД при среднем значении 42 мД. По данным ГИС пористость пород колеблется от 16,5 % до 19,6 % при среднем значении 18,5 %. По данным гидродинамических исследований проницаемость пласта изменяется в пределах от 0,25 до 700 мД, при среднем значении 158 мД. Отмечается неоднородность емкостно-фильтрационных свойств пород пласта Т, что, очевидно, связано с развитием эпигенетической карбонатизации, различиями в структуре порового пространства, наличием кавернозной и микротрещинной емкости и проницаемостью. В пределах участка опытно-промышленной разработки Тальникового месторождения по пласту Т нижне-среднеюрских отложений (тюменская свита) выделяются следующие основные тектонические элементы: 1. Основной западный свод и обрамляющие его структуры северовосточного простирания, размерами 4x6 км, располагающийся к северо-западу от линии скважин №№ 10098-10085. 2. Северо-восточная ложбина субширотного простирания и северный ее склон, располагающиеся к северо-востоку от широты скв. 10098, размерами 1,5x3,0 — 3,5 км. 3. Восточный свод и его склоны, располагающиеся между широтами скв. 10087 и 10301 к востоку от скв. 10089, размерами 3x5 км. 4. Южные погруженные склоны западного и восточного сводов к югу от широты скв. 10301-10177, размерами 3x7 км. 5. Южный купол и его склоны, располагающийся в районе скв. 10407, размерами 1,5x2,5 км. Расчеты величины поля напряженности осуществлены по 796 точкам, равномерно распределенным по площади относительно их размеров и расположенным на 37 профилях. Данные расчетов приведены в таблице 4.1. Аномалии выделялись при значениях кривизны поверхности пласта Т более ±1,0 10 4 1/м. Между выделенными аномалиями располагаются участки со знакопеременными значениями поля напряженности менее ±1,0-10 4 1/м. Обычно сводовые и присводовые участки структур характеризуются отрицательными аномалиями. Отрицательные аномалии напряженности могут фиксироваться также на структурных носах и перегибах склонов, когда при спуске от свода на крыло пологое падение сменяется более крутым. Мульды, ложбины, центриклинали и перегибы на склонах, когда при спуске от свода на крыло относительно крутое падение сменяется более пологим, обычно
