193. Комплекс исследований продуктивности объекта разработки для оценки необходимости регулирования производительности скважин.

Одними из главных показателей работы скважин являются коэффициент продуктивности (для добывающей) и коэффициент приёмистости (для нагнетательной). В ходе эксплуатации скважин возможно их снижение по сравнению с начальными или требуется увеличение их значений. Снижение происходит из-за загрязнения пор глинистым раствором и проникновения воды, набухания глин, закупорки фильтрационных каналов отложениями асфальтенов, смол, парафинов, смол, солей, глинистыми частицами, механическими примесями.

В геолого-промысловой практике широко используют методы оценки «работающей» толщины пласта в эксплуатационных скважинах с помощью измерения гидродинамическими и термоиндуктивными дебитомерами, влагомерами и гамма-плотностномерами. Совместная интерпретация полученных профилей притока, геологических и промысловых данных позволяет определить характер притекающей к забою жидкости (нефть, нефть с водой, вода), найти «работающую» толщину пласта и при массовых исследованиях оценить охват пласта заводнением.

Коэффициент продуктивности (приемистости) можно рассчитать при проведении ГДИС на установившихся режимах работы известным способом, после чего сравниваются с первоначальными значениями. Далее делается вывод о целесообразности проведения работ по увеличению этих коэффициентов. Увеличения продуктивности (приемистости) скважин можно достичь изменением режима работы скважин, воздействием на ПЗП, изоляцией обводненных зон пласта. Существуют следующие методы обработки призабойной зоны (ОПЗ): физико-химические, механические, тепловые, волновые, комбинированные. Выбор способа интенсификации зависит от строения пласта, состава пород и пластовых флюидов, температуры и давления пласта, количества извлекаемых запасов, состояния скважины. После выполнения работ проводится проверочное исследование.

Кроме того проводятся ГДИС на неустановившихся режимах по нахождению Скин-фактора, после чего ставится вопрос о проведении ГТМ по снижению Скин-фактора.

194. Остаточные запасы нефти и форма их нахождения на разных иерархических уровнях объекта разработки.

После окончания разработки или на средней и поздней стадии разработки месторождения, в нем остается значительное количество остаточной нефти. На основании разработки и обобщения опыта промысловых работ по нефтеотдаче выделены следующие типы остаточной нефти: рассеянная нефть, нефть находящаяся в виде отдельных капель в порах или в виде пленки, обволакивающих зерна породы, эта нефть прочно удерживается поверхностными силами; целики капиллярно-удержанной нефти, образующиеся в следствии значительной неоднородности пласта; целики нефти в тех участках пласта, где процесс нефтеизвлечения происходит значительно медленнее, чем в основной массе коллектора (нефть в малопроницаемых зонах, блоках); целики нефти, остающиеся вследствие неравномерного продвижения фронта вытеснения в неоднородных пластах (послойной неоднородных пластах) с полной гидродинамической связью зон различной проницаемости; остаточная нефть в невыработанных изолированных прослоях или зонах пониженного градиента давления.

Остаточная нефть в плохо выработанных прослоях и зонах, а также частично в целиках, возникающих вследствие неравномерного продвижения фронта вытеснения внутри пласта, может быть успешно добыта с применением различных методов интенсификации добычи и вторичных методов повышения нефтеотдачи.

Формы нахождения остаточных запасов на разных иерархических уровнях:

Структурный уровень, номер п/'п			Геологические тела
по Ю.А Косыгину	по Л.Ф. Дементьеву	по М.А. Токареву
3	5	4	Гидродинамически несвязанные пласты, каждый из которых представляет систему гидродинамически связанных пропластков
		3	Гидродинамически связанные пласты
2	3-4	2	Песчаный пропласток
1	1-2	1	Элементарный уровень

Виды характеристик и связи	Характер выработки. Распределение остаточных запасов
Кр > 1 Кп < 1, Клс = 0	Остаточные запасы в линзах, полулинзах, тупиковых зонах, промежуточных тонких пластах, поpax породы и в виде капиллярно-удержанной, пленочной нефти
Kр >1 Кп < 1 Клс <1	Остаточные запасы в полулинзах, тупиковых зонах, лорах породы и в виде капиллярно- удержанной, пленочной нефти
Кп = 1 Кп = 1 Клс =1	Остаточные запасы в поpax породы, в тупиковых, зонах и в виде капиллярно-удержанной, пленочной нефти
	Остаточные запасы вида капиллярно-удержанной, пленочной нефти

Примечание: Кр - коэффициент расчлененности, Кп - коэффициент песчанистости, Клс - коэффициент литологической связанности.