Причины и динамика ремонтов скважин

СОДЕРЖАНИЕПРИЛОЖЕНИЕ……………………………………………………………….…110

6. ГРАФИЧЕСКИЙ  РАЗДЕЛ

6.1. Гистограммы динамики ремонтов

6.2. Гистограммы динамики МРП  и эффективности мероприятий  по предупреждению осложнений

6.3. Сборочный чертеж глубинного  дозатора

6.4. Схема расположения ВУ-11-89 в скважине

6.5. Сборочный чертеж входного  устройства ВУ-11-89

6.6. Схема расположения оборудования при закачке ингибитора в пласт

6.7. Таблица технико-экономических  показателей

ВВЕДЕНИЕ

Залежи, разрабатываемые ЦДНиГ-4, отличаются сложным геологическим строением и содержат трудноизвлекаемые запасы нефти. С каждым годом растет обводненность продукции, следовательно увеличиваются непродуктивные затраты на подъем, транспортировку и переработку попутно добываемой воды. Кроме того, обводненность продукции является причиной различных осложнений: выпадение солей, коррозия, образование эмульсии и др. Более 95 % скважин цеха эксплуатируются механизированным способом. Сложные условия разработки и различные осложнения приводят к быстрому износу и частым ремонтам глубинного оборудования, которые, в свою очередь, требуют значительных физических и экономических затрат и увеличивают себестоимость продукции.

В данном дипломном проекте были рассмотрены причины и динамика ремонтов скважин за последние три года. Многообразие условий не позволяет полностью формализовать процесс принятия технологических решений при эксплуатации всех категорий скважин, и многие скважины требуют при решении определенных вопросов индивидуального подхода. Поэтому были рассмотрены параметры работы скважин, при которых произведено наибольшее количество ремонтов, даны общие рекомендации и намечены пути для снижения количества ремонтов скважин по наиболее часто встречаемым причинам. Соблюдение правил эксплуатации, монтажа и ремонта, применение современной техники и передового опыта, а также обеспечение работы скважин на оптимальных режимах должно способствовать дальнейшему повышению эффективности добычи нефти, уменьшению числа ремонтов и увеличению МРП скважин.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1. Краткая характеристика геологического  строения промыслового объекта

Объектами разработки ЦДНиГ-4 являются: кыновский горизонт (Куакбашская площадь), пашийский, заволжский горизонт (залежь 701), турнейский ярус, кизеловский горизонт (залежь 201), бобрико-радаевский, тульский горизонты (залежь 1), серпуховский ярус, протвинский горизонт (залежь 302), башкирский горизонт (залежь 303).

В геологическом строении Шугуровско-Куакбашской  площади принимает участие кристаллический  фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской  группы. Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами. Общая мощность осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.

Отложения кыновского горизонта характеризуются  выдержанной мощностью и однотипным литологическим строением. В составе  горизонта выделяется два подгоризонта: нижнекыновский и верхнекыновский. Нижнекыновский объединяет карбонатную пачку «верхний известняк» и вышележащие аргиллиты. Верхнекыновский включает песчано-алевролитовую, «среднекыновский известняк» и толщу аргиллитов с прослоями алевролитов, в кровле которой отмечается прослой карбонатных пород («верхнекыновский известняк»). Мощность кыновского горизонта 18-38 м и уменьшается в северо-восточном направлении. Пачка «верхний известняк», мощностью до 2,5 м, является прекрасным репером, сложена известково - доломитовыми породами и имеет повсеместное развитие.

Нижняя граница пашийского горизонта  – кровля аргиллитовой пачки (репер  «глина»). Верхняя граница пашийского горизонта проводится по подошве  карбонатной пачки «верхний известняк». Мощность горизонта колеблется от 24 м (северо-восточная часть) до 52 м (юго-западная часть). Пашийский горизонт представлен алевролито-песчаными пачками, разделенными алевролито-глинистыми прослоями. Заволжский горизонт представляет собой чередование проницаемых и плотных разностей карбонатных пород. Мощность горизонта 75 м. Заволжский горизонт относится к локально нефтеносным, имеющиеся данные показывают, что залежи пластового и массивного типа небольших размеров выявлены лишь в юго-западной части месторождения [1].

Залежь 201

Отложения турнейского  яруса представлены карбонатными породами. Ярус подразделяется на четыре горизонта (сверху-вниз): кизеловский и черепетский (верхнетурнейский подъярус), упинский и малевский (нижнетурнейский подъярус).

Основные скопления  нефти приурочены к верхнетурнейскому  подъярусу, общая толщина которого составляет 50 м. В основании его залегает хорошо выдержанная пачка плотных глинистых известняков толщиной 4-6 м. По подошве этого пласта и проводится граница между верхним и нижним подъярусами.

Верхнетурнейский подъярус по материалам ГИС характеризуется тем, что верхняя часть (кизеловский горизонт) имеет более высокие удельные сопротивления, а нижняя довольно низкие. По индексации, принятой в Татарстане, в кизеловском горизонте выделяли продуктивный пласт B_IV и в черепетском B_III, но поскольку они отличаются по удельным электрическим сопротивлениям, впоследствии их стали называть как пласты ВС (высокого сопротивления) и НС (низкого сопротивления), что и было принято в подсчете запасов.

Основные скопления нефти турнейского  яруса приурочены к кизеловскому горизонту (пласты В_IV).

Залежи турнейского  яруса приурочены к структурам III порядка и имеют в среднем небольшие размеры. ВНК залежей определялся по данным интерпретации материалов ГИС, опробования и керна. Определить положение ВНК в целом по залежи турнейского яруса, представленного крайне неоднородными породами, довольно сложно. Это объясняется тем, что проницаемые породы отделяются друг от друга по разрезу плотными породами. Эти пропластки не выдержаны по площади и не всегда коррелируются от скважины к скважине. Кроме того, подошва нижних нефтенасыщенных прослоев в отдельных скважинах в пределах залежей залегает на различных глубинах, что связано, по-видимому, с высокой неоднородностью пород.

В целом можно  отметить, что наблюдается погружение поверхности турнейского яруса в северном направлении, и соответственно ВНК от залежи к залежи также понижается в этом направлении. Все залежи верхнетурнейского подъяруса относятся к массивному типу.

Отложения кизеловского горизонта в пределах залежей довольно однородны и представлены в среднем одним-двумя эффективными пропластками.

Залежь 201 турнейского  яруса Ромашкинского нефтяного  месторождения характеризуется  низкими эффективными нефтенасыщенными толщинами (в среднем до 5 м), причем практически повсеместно нефтенасыщенные прослои залегают в слиянии или в зонах с очень ненадежными уплотненными перемычками с водоносной частью разреза. Это очень усложняет условия разработки турнейского эксплуатационного объекта в связи с необходимостью подбора наиболее эффективных методов водоизоляции скважин при конусообразовании в процессе эксплуатации [2].

Залежь 1

В пределах залежи 1 осадочная  толща, залегающая на эродированной  поверхности кристаллического фундамента, представлена девонскими, каменноугольными, пермскими, неогеновыми и четвертичными отложениями. Рассматриваемая залежь нефти приурочена к отложениям бобриковского-радаевского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Средняя глубина залегания продуктивных коллекторов – 1134 м.

В сложении терригенной толщи принимают участие песчаники, алевролиты, аргиллиты, углисто-глинистые известняки. Покрышкой для залежи служит пачка непроницаемых пород тульского горизонта, толщиной 8-10 м, представленная темно-серыми, глинистыми, окремнелыми, иногда органогенными известняками (Rр C1-7). В подошве бобриковского горизонта хорошим репером являются аргиллиты елховского горизонта, толщиной 2-6 м, а в зонах размыва елховских глин – кровля карбонатных коллекторов турнейского яруса (Rр C1-5). Выделяются также дополнительные глинистые реперные пачки внутри терригенной толщи, которые используются при детальном расчленении разрезов.

По разрезу  бобриковский горизонт является достаточно однородным, коэффициент песчанистости  по продуктивной части разреза составляет 0,694, а коэффициент расчлененности – всего 1,6.

Положение ВНК  определялось по данным испытания и  освоения скважин и результатам  промыслово-геофизических исследований. Поверхность ВНК по залежи ступенчато погружается с абсолютной отметки  минус 823,8 м (V блок) до минус 838,7 м в северном направлении (I блок) и до минус 841,4 м в северо-восточном направлении (III блок). В целом по залежи отметка ВНК по отдельным скважинам изменяется от минус 810,0 до минус 848,8 и в среднем составляет минус 835,6.

Площадь нефтеносности пластов  бобриковского горизонта с закономерным увеличением доли ВНЗ уменьшается  вниз по разрезу. Так, параметр нефтеносности (отношение количества скважин, вскрывших  нефтенасыщенный коллектор, к общему количеству скважин, вскрывших коллектор) изменяется от 0,675 по пласту Сбр-4 до 0,176 по пласту Сбр-1.

Все пласты бобриковского  горизонта представляют собой единую гидродинамическую систему, что  подтверждается как единым ВНК. Так  и наличием зон слияния между  ними. По пластам коэффициент связанности изменяется от 0,156 (Сбр-4 – Сбр-3) до 0,523 (Сбр-3 – Сбр-2), а в случае раздельного залегания пластов толщины глинистых перемычек между ними составляют в целом 2,4 м.

Общая толщина  бобриковского горизонта составляет в среднем 26,2 м, при интервале изменения от 9,0 м до 55,2 м. Общая нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 20,8 м, водонасыщенная – 14,0 м.Эффективные толщины значительно меньше и составляют в среднем: общая – 5,9 м. нефтенасыщенная – 4,4 м, водонасыщенная – 5,0 м [3].

Залежи 302-303

В пределах залежей 302 – 303 отложения каменноугольной системы представлены карбонатными отложениями нижнего и среднего отделов.

Нижнекаменноугольный отдел –  С1

Серпуховский ярус – С1srp

В составе яруса выделяются тарусский, стешевский и протвинский горизонты. Литологически отложения представлены известняками и доломитами кристаллически зернистыми, часто кавернозными и трещиноватыми.

Верхняя граница яруса (протвинский  горизонт) проводится по резкой смене  нижнекаменноугольной фауны (фораминифер, брахиопод и кораллов) среднекаменноугольными. На электрокаротажных диаграммах этой границе отвечает подошва репера С31-15. Продуктивная часть серпуховского яруса - протвинский горизонт (залежь 303), представлена известняками и доломитами зернистыми, светло-серыми, сахаровидными. Толщина горизонта 36-57 м.

В основании яруса залегают плотные  известняки и доломиты общей мощностью  иногда до 25 м. Однако, не всегда подошва  яруса отбивается достаточно четко. Этой части разреза соответствует  электрорепер С31-12. Толщина серпуховского  яруса в целом составляет 116-157 м.

Среднекаменноугольные отложения  повсеместно залегают со стратиграфическим  несогласием на породах серпуховского  яруса. В среднем карбоне выделяют два яруса: башкирский и московский. Общая толщина среднекаменноугольных  отложений 255-375 м.

Башкирский ярус – С2bsch

По подошве башкирского яруса  залегают плотные глинистые известняки и доломиты толщиной до 4-8 м. На электрокаратажных  диаграммах этой части разреза соответствует  репер С1-15.

В литологическом отношении ярус, в основном, сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, микрозернистыми, брекчиевидными и доломитами, кавернозными и трещиноватыми.

Продуктивная часть разреза  сложена пористыми известняками, толщина которых колеблется от 2 до 16 м. В кровельной части они  перекрываются плотными глинистыми известняками (до 3 и более метров, Rp С2-18). В Шугуровском типе разреза пачка пористых известняков представлена в более сокращенном виде. Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м.

7 и 9 опытные участки расположены  на небольшом расстоянии друг от друга и их продуктивные отложения связаны как с протвинским горизонтом, так и с башкирским ярусом, границы которых на участках отбиваются по единым реперным поверхностям. Следовательно, принципиальных различий в стратиграфии между участками не существует [1].

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 минус 540,1 м в северной части и минус 540,0 м в южной части. ВНК имеет наклонную плоскость с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам составляет минус 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.

Залежь нефти в отложениях башкирского  яруса массивно-слоистого типа приурочена к карбонатному массиву, в котором  отдельные пористо-проницаемые слои насыщены нефтью. Характер распространения проницаемых прослоев по толщине и площади не имеет явно выраженной закономерности.

Пропластки залегают на всех уровнях  этажа нефтеносности, но при этом существует тенденция количественного  их сокращения к подошве зонального интервала. Примерно равномерно, с частостью 40 - 45%, они представлены на расстоянии 2 - 8м от кровли горизонта. Ниже по разрезу доля коллекторов сокращается до 10%. При детальном изучении в пределах яруса выделяют две пачки: Сбш-1 и Сбш-2 (снизу вверх), но отсутствие достаточно выдержанной корреляционной поверхности между ними затрудняет идентификацию пропластков. Кроме того, в большинстве скважин интервал Сбш-2 отсутствует, поэтому залежь практически представлена одним зональным интервалом – Сбш-1. В пределах залежи более 70% скважин вскрыли коллекторы в границах зонального интервала, при этом доля коллекторов (песчанистость) составила в целом 59,6 %.Коэффициент выдержанности – 0,818. Отдельные скважины вскрыли разрез на 90% представленный коллекторами. В среднем на одну скважину приходится 3,2 пропластка, при максимальном количестве до 8.

Толщина пропластков колеблется от 0,8 м до 18,0 м, но в основном локализованы в интервале до 3,0 м, средняя величина эффективной нефтенасыщенной толщины составляет 5,0 м, а общей – 10 м.

Залежь нефти серпуховского  горизонта во многом аналогична залежи башкирского яруса. Коллекторы представлены пористо-трещиновато-кавернозными известняками и доломитами и аналогичными структурно-генетическими  типами. Сама залежь характеризуется массивно-слоистым строением, в пределах массива как по разрезу, так и по простиранию пористо-проницаемые пропластки замещаются плотными разностями, граница залежи принята на отметке минус 543 м. Какой либо явно выраженной закономерности распространения пропластков не выявлено.

Из приведенных материалов видно, что коллекторы представлены на всех уровнях по разрезу, при этом прослеживается некоторая тенденция сокращения доли коллектора к подошве горизонта. Практически 97% скважин в пределах зонального интервала горизонта (вероятность вскрытия) вскрыли коллектор, при этом доля коллектора по разрезу (песчанистость) составляет 0,58, а среднее количество пропластков, приходящееся на одну скважину (расчлененность) равна 5, при максимальном - 12. Характеризуясь прерывистым строением пропластков в пределах продуктивной части разреза, в целом горизонт имеет площадной характер распространения, о чем свидетельствует показатель выдержанности равный 0,986. Пропластки характеризуются различной толщиной от долей до трех метров, в отдельных случаях достигают восьми метров. Общая нефтенасыщенная толщина серпуховских отложений изменяется от 2,0 м до 57,8 м и в среднем по залежи составляет 17,2 м. В диапазоне от 2,0 до 31,4 м колеблется эффективная нефтенасыщенная толщина, которая в среднем по залежи равна 8,8 м [4].

1.2. Основные коллекторские свойства  пластов

Залежь 201

Анализ литолого-петрографических особенностей и коллекторской характеристики пород показал, что для турнейских залежей Ромашкинского месторождения типичны следующие разновидности карбонатов:

• известняки комковатые;
• известняки сгустково-детритовые;
• известняки шламово-детритовые;
• известняки фораминиферо-сгустковые;
• доломиты и доломитизированные известняки.

Эти типы пород отличаются друг от друга условиями осадконакопления, развитием и направленностью вторичных процессов, коллекторскими свойствами. Среди них по характеру нефтенасыщения выделяются нефтенасыщенные, слабонефтенасыщенные, неравномерно нефтенасыщенные, насыщенные окисленной нефтью и светло-серые разности.

Комковатые известняки обладают наиболее высокими коллекторскими свойствами, их пористость в среднем  составляет 14,2 %, проницаемость – 63∙10^-3 мкм² (мД), остаточная водонасыщенность – 26,4 %. Структура порового пространства простая, напоминает структуру пор и каналов в песчаниках. Поры межформенные, крупные (0,45 мм), многочисленные. Каналы относительно короткие и широкие, от 0,01 мм до 0,15 мм, их система хорошо разработана. Цемент практически отсутствует. Пористость этой разности первична, но объем пор увеличен процессами растворения. Известняки интенсивно нефтенасыщенны.

Сгустково-детритовые известняки являются наиболее распространенной разностью, встречаются в виде трех подтипов, из которых преобладает  первый, интенсивно нефтенасыщенный со средней пористотью равной 11,3 %, проницаемостью – 6,2∙10⁻³ мкм² (мД) и остаточной водонасыщенностью – 38,7 %. Две другие разности имеют подчиненное значение, их пористость изменяется от 8 % до 10 %, проницаемость – от 0,5∙10⁻³ мкм² (мД) до 1,8∙10⁻³ мкм² (мД), остаточная водонасыщенность – от 53,4 % до 60,0 %. Структура порового пространства основного подтипа сложная, поры межформенные, каналы значительно длинные, извилистые и уже, чем у комковатых известняков. Цементом служит первичный или вторичный кальцит. Ухудшение коллекторских свойств двух других подтипов происходит за счет кальцитизации породы.

Шламово-детритовые известняки имеют коллекторские  свойства ниже кондиционных значений. Нефтенасыщение в них наблюдается  редко и в виде слабых пятен. Для  этой разности известняков характерен обильный цемент, представленный микрозернистым кальцитом, а также наличие многочисленных глинистых примазок. Общее содержание глинистого материала в отдельных прослоях достигает 10 %.

Пористость этой разности в среднем равна 7,8 %, проницаемость – 0,3∙10⁻³ мкм² (мД), остаточная водонасыщенность – 63 %, равномерное нефтенасыщение не встречается.

Фораминиферово-сгустковые известняки, доломиты и доломитизированные известняки нефти не содержат. Это  очень плотные породы с редкими порами, расположенными локально. Их пористость составляет от 5 до 6,6 %, проницаемость – от 0,05∙10⁻³ мкм² (мД) до 0,13∙10⁻³ мкм² (мД).

В кровельной пачке  преобладают известняки шламово-детритовые и сгустково-фораминиферовые. Нефтенасыщение, даже слабое и неравномерное, встречается редко. Коллекторские свойства низкие, пористость равна 7 %, проницаемость – 0,3∙10⁻³ мкм² (мД), остаточная водонасыщенность – 65 %.

Пласт В_IV имеет толщину от 2,8 м до 14,0 м. В нем преобладают комковатые и сгустково-детритовые разности известняков. Пористость пласта В_IV в целом равна 11,9 %, проницаемость – 2,9∙10⁻³ мкм² (мД), остаточная водонасыщенность – 38,9 %.

Пачка пород, залегающих под продуктивными пластами, представлена в основном шламово-детритовыми  и сгусково-детритовыми известняками, интенсивно нефтенасыщенных разностей не встречено. В целом пористость рассматриваемой пачки равна 8 %, проницаемость – 1,0∙10⁻³ мкм² (мД), остаточная водонасыщенность – 58 %.

Таким образом, карбонатные  породы верхнетурнейского подъяруса по емкостно-фильтрационным свойствам с учетом их нефтенасыщенности достаточно четко подразделяются на 4 группы:

I – коллекторы высокопроницаемые;

II – коллекторы среднепроницаемые;

III – коллекторы слабопроницаемые;

IV – неколлекторы.

К I группе относятся известняки комковатые, интенсивно нефтенасыщенные. Ко II группе – известняки сгустково-детритовые, равномерно нефтенасыщенные. В III группу включены сгустково-детритовые слабо- и неравномерно нефтенасыщенные известняки. Неколлеторами (IV группа) являются не содержащие нефти плотные сгустково-детритовые разности, известняки шламово-детритовые и фораминиферово-сгустковые, доломиты.

Смачиваемость пород определялась по ОСТ 39-180-85 «Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородосодержащих пород».

По величине показателя смачиваемости  М породы классифицируются следующим образом:

• породы гидрофобные ( М=0-0,2);
• породы преимущественно гидрофобные (М=0,21-0,4);
• породы промежуточной смачиваемости (М=0,41-0,6);
• породы преимущественно гидрофильные (М=0,61-0,8);
• породы гидрофильные (М=0,81-1).

По величине показателя смачиваемости  М породы залежи 201 полностью характеризуются как гидрофобные и преимущественно гидрофобные. Среди всех образцов исследованных на месторождении, 92,8 % характеризуются как гидрофобные и преимущественно гидрофобные, 2,7 % - промежуточной смачиваемости и 4,5 % как гидрофильные и преимущественно гидрофильные.

Максимальная проницаемость по нефти имеет место при начальной  водонасыщенности пород, cоответствующей содержанию связанной воды. Породы становятся непроницаемыми для нефти при максимальной водонасыщенности, соответствующей неснижаемой остаточной нефтенасыщенности.

Для воды породы становятся проницаемыми при водонасыщенности несколько  превышающей содержание связанной  воды («критическая» водонасыщенность). Максимального значения проницаемость по воде достигает при уменьшении нефтенасыщенности до остаточного неснижаемого уровня.

На основе аналитических выражений, аппроксимирующих зависимости начальной  и остаточной нефтенасыщенности  от проницаемости, выражение для расчета коэффициента вытеснения будет иметь следующий вид:

К_выт = 1 – 0,8676*К_пр^−0,1018                                                               (1.1)

где К_выт – коэффициент вытеснения нефти водой, д.ед.

К_пр - абсолютная проницаемость (проницаемость по воздуху) объекта, 10⁻³ мкм² [2].

Залежь 1

Фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов изучены по данным промысловой геофизики. Пористость по пластам-коллекторам и по скважинам  изменяется от 10,3 % до 33,5 %, составляя в среднем по залежи 22,5 %, нефтенасыщенность - от 52,0% до 91,4%, в среднем - 82,8 %, проницаемость - от 0,030 мкм² до 8,627 мкм², составляя в среднем 1,190 мкм², как приведено в таблице 1.8.

В бобриковском горизонте представлены породы всего спектра смачиваемости. По исследованной выборке около 60 % образцов являются гидрофильными и преимущественно гидрофильными, 20 % - промежуточной смачиваемости, а остальные преимущественно гидрофильными и гидрофобными [3].

Коэффициент вытеснения для бобриковского  горизонта имеет вид:

К_выт = 1 – 1,2538 ∙ К_пр^−0,1779    (1.2)

В таблице 1.8 приведена усредненная характеристика вытеснения по исследованным образцам.

Таблица 1.8

Характеристика вытеснения нефти  водой для пород бобриковского  горизонта

Залежи 302-303

В пределах башкирского яруса величина пористости изменяется от 0,061 до 0,252 и в среднем составляет 0,124, проницаемость колеблется от 2,7 до 5924,2∙10⁻³ мкм², в среднем равна 85∙10⁻³ мкм². Нефтенасыщенность колеблется в пределах 0,570 - 0,945, средняя величина составляет 0,832. По результатам определений пористость изменяется в пределах 0,010 - 0,333, проницаемость лежит в интервале от 0,35 до 1897,0∙10⁻³ мкм², остаточная водонасыщенность составляет 0,80 - 78,0 %. Средние значения рассматриваемых параметров равны 0,127, 68,8∙10⁻³мкм² и 38,9 % соответственно. Для проектирования приняты величины равные: пористость - 0,11, проницаемость - 85,3∙10⁻³ мкм², начальная нефтенасыщенность - 0,758. Результаты обработки ГИС и кернового материалов по определению емкостных и фильтрационных свойств коллекторов башкирского яруса приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Характеристика коллекторских  свойств и нефтенасыщенности

Имея результаты определения трещинной проницаемости, был построен тренд изменения этого параметра по площади. Просматривается достаточно явное увеличение проницаемости к сводовой части структуры и уменьшение на крыльях, хотя в ряде случаев имеются значения проницаемости характерные купольной части.

Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов серпуховского горизонта изучались на существенной выборке лабораторных данных и еще в большей степени по данным ГИС. Пористость изменяется в пределах от 0,059 до 0,259, в среднем составляет 0,126. Крайние значения проницаемости по данным 318 определений находятся в границах 0,4 – 1987 мкм²∙10^-3, в среднем равна 82,8мкм²∙10^-3. В среднем коллекторы насыщены на 71,3 % (см. табл. 1.12). По данным скважинных исследований емкостные свойства изменяются в границах 0,074 - 0,259, математическое ожидание равно 0,141. По тому же объему выборки фильтрационные свойства находятся в пределах 3,5 - 9052,5 мкм²∙10^-3 и средняя величина проницаемости равна 278,7 мкм²∙10^-3. В зависимости от величины пористости меняется и нефтенасыщенность, которая колеблется от 0,552 до 0,967, и в среднем составляет 0,84.

Кондиционные значения серпуховских коллекторов следующие: пористость - 7,7%, проницаемость - 37∙10^-3 мкм², нефтенасыщенность - 0,537. Анализ тренда трещинной проницаемости показал закономерное уменьшение параметра от сводовой в сторону переклинальной части залежи. Так, если в своде выделяются зоны с абсолютной величиной достигающей более 200мД, то ближе к контуру значения уменьшаются до 40мД и менее. Аналогичный характер поведения подмечен и на залежи 302.

Таким образом, особенностями геологического строения залежей являются: ухудшение  коллекторских свойств продуктивных отложений от серпуховского  горизонта к башкирскому ярусу, параметры макронеоднородности от нижнего объекта разработки к верхнему повторяют динамику коллекторских свойств, за исключением коэффициента расчлененности.

Очевидно, природа происхождения  проницаемости и характер ее распространения  в определенной мере может сказаться  на динамике отбора жидкости по скважинам. Можно сделать предположение о более интенсивных темпах и динамике обводнения продукции скважин в сводовой части залежей 302 - 303 по сравнению с бортовой и о сходстве типов динамики отбора жидкости, полученного по скважинам, дренирующим запасы нефти этих залежей.

Используя аналитические  выражения для расчёта начальной  и остаточной нефтенасыщенности, получены следующие расчётные формулы  для коэффициентов вытеснения:

Залежь 302: К_выт = 1−0,822∙К_пр^−0,1252       (1.3)

Залежь 303: К_выт = 1−0,78∙К_пр^−0,0268       (1.4)