Перфорацией вскрыто 83 % эффективной нефтенасыщенной толщины объекта. Коэффициент работающей толщины - 1,13. Коэффициент охвата поглощением в среднем равен 0,93.

По результатам промыслово-геофизических исследований добывающих, нагнетательных, наблюдательных и транзитных скважин построена карта текущих нефтенасыщенных толщин объекта АС4-8 (рисунок 3.2).

Подвижные запасы нефти сосредоточены преимущественно в кровельных интервалах объекта АС_4-8. Отмечается существенная дифференциация текущих запасов нефти по площади объекта.

Рисунок 3.2 - Карта текущих нефтенасыщенных толщин объекта АС_4-8

Установлено, что первоначально газонасыщенная часть объекта АС_4-8 имеет следующее насыщение: газ, газ+ жидкость (нефть или вода) и жидкость.

Изменение в газонасыщенной части пласта произошло в 3621 скважинах (94 % исследованного фонда).

Полное замещение газонасыщенной толщины пласта жидкостью отмечено в 222 скважинах, частичное - в 3399 скважинах. В 239 скважинах газонасыщенная толщина объекта не изменилась.

Суммарная газонасыщенная толщина, замещенная жидкостью в исследованных скважинах - 23395,2 метра, что составляет 58 % от общей газонасыщенной толщины в исследованных скважинах.

Замещение газонасыщенной толщины преимущественно обусловлено прорывом нагнетаемой воды. Так как исследования нейтронным каротажом проводятся в неперфорированных интервалах, единственным признаком прорыва нагнетаемой воды является наличие радиогеохимического эффекта, сопровождаемое замещением газа по нейтронному методу, и в редких случаях - охлаждением по термометрии.

Замещение газонасыщенной толщины вследствие прорыва нагнетаемой воды выявлено в 2476 скважинах (64,1 % исследованного фонда скважин). Наибольшее количество скважин с прорывом нагнетаемой воды по газонасыщенной части объекта выявлено на Восточно-Моховой (север) и Моховой площадях, наименьшее - на Северо-Сургутской площади.

Замещение газонасыщенной толщины вследствие стягивания газожидкостного контакта (далее - ГЖК) выявлено в 856 скважинах (22,2 % исследованного фонда). На Северо-Сургутской площади стягивание ГЖК - основной источник замещения газонасыщенной толщины.

Существенное влияние на замещение газонасыщенной толщины оказывает подключение к работе неперфорированных газонасыщенных интервалов вследствие перетока. Всего выявлено 654 скважины с перетоками в газонасыщенные интервалы. Наибольшее влияние на замещение газонасыщенной толщины оказывают перетоки закачиваемой воды в нагнетательных скважинах (перетоки в газонасыщенную часть выявлены в 32 % исследованных нагнетательных скважин).

В интервалах, где выявлено замещение газонасыщенной толщины, проводится ее дострел. Также в рамках организованной системы барьерногозаводнения осуществляется закачка в газонасыщенную толщину в нагнетательных скважинах. Всего перфорация газонасыщенной толщины проведена в 831 исследованной скважине.

Для скважин, в которые замещение газонасыщенной толщины связано со стягиванием контура нефтеносности, характерен низкий и относительно постоянный (в пределах площади) уровень ГЖК: в среднем по объекту - 1799.9 м (по площадям изменяется от 1797,7 м до 1804,0 м).

В скважинах, где замещение газонасыщенной толщины обусловлено прорывом закачиваемой воды, перетоками или перфорацией текущий уровень ГЖК изменяется в более широком диапазоне и расположен на глубине 1791,2-1793,0 м (по площадям изменяется от 1790,0 м до 1800,0 м).

В целом по объекту текущий уровень ГЖК находится на отметке 1796,3 м.

В скважине №3539К текущий коэффициент нефтегазонасыщенности по первоначально газонасыщенной части объекта в среднем равен 0,44, коэффициент вытеснения - 0,41, отмечаются интервалы полного вытеснения газа водой. В скважине №3540К коэффициент нефтегазонасыщенности равен 0,43, коэффициент вытеснения - 0,19. В скважине №3541К замещения газа практически не произошло, коэффициент нефтегазонасыщенности в среднем составляет 0,52.

По данным электрометрии транзитных скважин максимальный коэффициент нефтегазонасыщенности в газовой шапке объекта на Восточно-Моховой (юг) площади - 0,57, минимальный на Моховой площади - 0,40.

Текущая газонасыщенная толщина в среднем по объекту составляет 4,4 м. Максимальное замещение произошло на Федоровской и Моховой площадях.

Литература

1. Аржиловский А.В., Гусева Д.Н. Сравнение методов анализ выработки остаточных запасов // Нефтепромысловое дело. -- 2016. -- № 10. -- С. 14-19.

2. Балин В.П., Мохова Н.А., Синцов И.А., Остапчук Д.А. Учет расчлененности пласта в расчетах коэффициента охвата воздействием // Нефтепромысловое дело. - 2016. - № 1. - С. 14-20.

3. Вафин Р.В., Вафин Т.Р., Щекатурова И.Ш. Об опыте разработки совметно-разноименных пластов с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 8. - С. 5-11.

4. Синцов И.А., Остапчук Д.А. Диагностика причин обводнения горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - № 5. - С. 30-33.

5. Федорова К.В., Кривова Н.Р, Колесник С.В., Решетникова Д.С. Анализ состояния выработки запасов нефти из пластов покурской свиты // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - № 11. - С. 54-58.

6. Багринцева К.И., Давыдов А.В. и др. Трещиноватоеть осадочных пород., М.: Недра, 1982 - С. 37-46.

7. Бадьянов, В. А., Батурин Ю. Е. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири Свердловск. Среднеуральское книжное издательство, 1975. - С. 83-89.

8. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М., Движение жидкостей и газов в природных пластах., М. Недра, 1988. - С. 74-79.

9. Борисов Ю. П., Воинов В. В., Рябинина 3. К. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М.: НедраБизнес-сцентр, 2009. - С. 64-68.

10. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д.., Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов, М. Недра, 1984. - С. 51-59.

11. Ягафаров А. К., Клещенко И. И. и др. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 54-58.

12. В.Балинт, А. Бан, Умрихин И.Д Применение углекислого газа в добыче нефти М.: Недра, 1977. - С. 53-67.

13. Гребер Г., Эрк С., Григулль У. Основы учения о теплообмене (перев. с немецк. под ред. д-ра физ. мат. наук, проф. А. А. Гухмана). - М.: Изд-во иностранной литературы, 2013. - С. 49-68.

14. Лебединец Н.П., Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами М.: Наука, 1997. - С. 38-50.

15. Ефремов Е. П., Янин А. Н., Халимов Э. М. Влияние совместной разработки на нефтеотдачу многопластовых объектов. - Нефтепромысловое дело, 2014. - С. 55-83.

16. Желтов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: учебник для вузов - 2-е изд., перераб. и доп./Ю. П. Желтов - М.: Недра, 1998.- С. 64-78.

17. Лушпеев В.А., Мешков В.М. и др. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений - Шадринск: Изд-во ОГУП «Шадринский Дом Печати», 2011. - 236с.

18. Пирвердян А.М. Физика и гидравлика нефтяного пласта - М.: Книга по Требованию, 2013. - 192с.

19. Стреляев В.И., Костарев К.А., Тюкавкина О.В., Журавлева А.А. Словарь специальных терминов и понятий (к курсу «Техника разведки месторождений полезных ископаемых») Томск 2012 г. - 124 с.

Размещено на Allbest.ru