3.2 Состояние разработки месторождения.

Анализ работы скважин показывает , что дебиты скважин зависят от эффективной перфорированной мощности. Наличие в разрезе газа и подошвенных вод обуславливает неполноту вскрытия, в некоторых скважинах на всю эффективную нефтенасыщенную мощность , что в свою очередь снижает добывные возможности пласта. Наличие в разрезе пласта газа поттверждено результатами эксплуатации скважин. Газовый фактор нефтяных скважин составляет 46 м3/т, а средний газовый фактор пласта АС9 равен 212 м3/т. В скважинах №№ 364, 387, 388, 410, 1036, 3124, 3139, 3148, 3140, 3150, 3161, 3163, 3170, 3172 наблюдается рост газового фактора, который колеблется от 1000 до 2000 м3/т.

Показатели разработки скважин раположеных в подгазовой зоне близки к показателям в нефтяной зоне. В то же время эти показатели существенно отличаются от показателей в водонефтяных зонах. Так средние дебиты по жидкости в ВНЗ составляют 13 т/сут при обводненности 51%, а в ЧНЗ - 17 т/сут при обводненности 32%. По результатам геофизических исследований скважин обводнение происходит пластовой водой.

Показатели разработки отличаются также по площади месторождения. Так на Сапоркинском поднятии добывные возможности ниже , чем на Мильтонском поднятии.

При анализе малодебитного фонда выявлено, что 19 скважин работают сдебитами до 5 т/сут. Из них 13 имеют нефтенасыщенную мощность до 2 м, в основном это скважины краевых зон. В скважинах №№ 206, 365 перфорирован пласт АС7. В скважинах

№№ 1013, 1014, 1015 перфорированная мощность составляет 20-30% нефтенасыщенной мощности. 23% малодебитного фонда имели входящие дебиты в 2-3 раза больше текущих. Интервал перфорации в этих скважинах не вскрывает всю нефтенасыщенную мощность и составляет 18-50% от нее.

3.3 Контроль за разработкой месторождения.

Геофизические методы.

Нагнетательные скважины. Основной задачей исследования этих скважин является определение общего и поинтервального расхода воды и выявление наличия (отсутствия) затрубного перетока воды. Для этого производят замеры гидродинамическими расходометрами, термометром и локатором муфт. Для наиболее эффективного

выделения принимающих интервалов, особенно в низкопроницаемых коллекторах используют обычную соленую воду ( NaCl ) с минерализацией 150-250 г / л. Этот метод нетоксичен и позволяет определять принимающие интервалы и перетоки методом НКт-50 проведя замеры до и после закачки меченной жидкости. Ежегодный контроль методами ГИС за работой нагнетательных скважин должен составлять не менее 25% от действующего фонда скважин.

Добывающие скважины. В комплекс исследований этих скважин входят : гидродинамический расходометр , влагометрия, резистивиметрия, термометрия. Если скважина во время ремонта заглушена соляным раствором целесообразно до освоения произвести замеры стационарным нейтрон - нейтронным методом по тепловым нейтронам. Это позволяет достоверно установить интервалы притока и наличия (отсутствия) межтрубных перетоков.

Контрольные скважины. Для контроля за изменением газонасыщенности и ГНК используется метод нейтрон - нейтронного каротажа - НКт-50. Для контроля за изменением нефтенасыщенности и ВНК применяется метод импульсного нейтрон - нейтронного каротажа по тепловым нейтронам в неперфорированой колонне ( используется, частично, в скважинах пробуренных на пласт ЮС2 ) . Для контроля за заводнением коллекторов пласта АС9 с оценкой коэффициента текущей нефтенасыщенности проводятся замеры на специальных скважинах с открытым забоем методом НКт-50. До и после исследования скважину необходимо промыть. Для контроля за нефтегазонасыщенностью проводятся исследования в контрольных скважинах с неперфорированной колонной методами НКт и ИННК. В качестве основного метода контроля коэффициента текущей нефтенысыщенности используется метод ИННК.

Информацию о технологических параметрах скважин должны обеспечивать контрольно - измерительные приборы, установленные на устье скважин.

Гидродинамические методы . На Вачимском месторождении непереливающие скважины исследовались методом прослеживания уровней, переливающие - на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации. Кривые притока разведочных скважин обрабатывались методом Муравьева-Крылова, в период разработки скважины исследовались методами Маскета, Богачева (СургутНИПИнефть), Вагина (ВНИИнефть).

Информацию о работе пластов изучается по опорной сетке скважин (нагнетательных, контрольных, пьезометрических, добывающих ). Существуют две опорные сетки скважин: 1) для контроля за энергетическим состоянием пласта; 2) для контроля за динамикой гидродинамических параметров.

Индикаторные диаграммы в большинстве случаев прямолинейны, что характерно для линейной фильтрации жидкости. Кривые восстановления давления носят плавный характер с одним прямолинейным участком, что характерно для коллекторов порового типа. Из-за отсутствия повторных периодических исследований не выявлена закономерность изменения продуктивности скважин при различной степени обводненности и при изменении депрессии на пласт.

Не выполнение плана исследования скважин связано со следующими причинами:

1) По фонтанным скважинам - в связи с непроходами насосно - компрессорных труб из-за отложений парафина;

2) По пьезометрическим скважинам - из-за отсутствия подъезных путей;

3) При контроле положений ВНК и оценке нефтенасыщенности - отсутствие необходимого оборудования;

4) По нагнетательным скважинам невыполнение плана связано с сезонностью этих работ.