Составил В.Г. Каналин 12 страница

Из всех рассматриваемых пластов наибольшей расчлененно­стью характеризуются пласты БС₆ и БС₁₉, наименьшей — БС₅, БС₁₉. Пласт АС_10-11 развит в основном в северо-западной части месторождения, число плотных глинистых известковистых про­слоев от двух до девяти, их мощность 0,4—6 м. Доля известковистых пород в разрезе пласта составляет 26%, глинистых 41%. Толщина песчаных прослоев изменяется от 0,4 до 10,4 м, общая толщина колеблется от 12 до 25,2 м, эффективная от 6,4 до 17 м. Пласт БС₅ в песчаной фации прослеживается почти по всей пло­щади месторождения (за исключением зоны в районе скв. 349, 400, 502, 726, 740, 742, 731, 732, 716, 404, 422). В разрезе пласта фиксируется от одного до четырех плотных пропластков, толщина которых 0,4—4 м. Часто замещение пласта глинистыми породами наблюдается как в кровельной, так и в подошвенной его частях (скв. 61, 68, 74). Общая толщина пласта БС₅ варьирует от 4,8 до 12,6 м, эффективная от 0 до 6,2 м. Пласт БС₆ также разделяется плотными глинистыми и известковистыми пропластками, глини­стые пропластки занимают 10,6%, а известковистые — 13,4% от его объема.

В западной части месторождения описываемый пласт разделяется на два мощных прослоя, которые в восточном направлении затем сливаются между собой за счет опесчанивания глинистого раздела. Эффективная толщина изменяется от 2 до 18,8 м, мини­мальное ее значение прослеживается в южной части площади. Пласт БС₈ в песчаной фации распространен лишь на восточном крыле структуры, песчаники разделены плотными пропластками на 2—11 прослоев, общая толщина пласта изменяется от 18,6 до 28,8 м, эффективная — от 0,6 до 11,8 м. В пласте БC₁₉ выявлено 8—10 плотных пропластков, толщина которых изменяется от 0,4 до 4,2 м. Толщина песчаных прослоев колеблется от 5 до 6 м, об­щая толщина 20—25 м, эффективная 5—15 м. Число песчаных прослоев в пласте БС_20-21 достигает 11 — 13, их толщина варьирует от 0,4 до 3,6 м. Общая толщина пласта 23,4—24,6 м, эффектив­ная 13—13,4 м.

Следовательно, все пласты описываемого месторождения харак­теризуются значительной неоднородностью, наибольшая расчле­ненность выявлена в пластах БС₆, БС₉, БС_20-21, минимальные зна­чении песчанистости установлены для пластов БС₉, BC₁₉.

Для всех пластов характерно наличие вод хлорикальциевого типа, минерализации их по разрезу примерно одинакова (11,3— 15,2 г/л). Наибольшей водообильностью обладают пласты БС₅, БС₆. Пластовые воды характеризуются снижением минерализации вниз по разрезу. Содержание микрокомпонентов в водах (в мг/л): йода 20—25, брома 49—50, аммония 12—25.

Анализ физико-химических свойств нефти показывает, что они ухудшаются снизу вверх по разрезу. Плотность нефти увеличивается от 0,830 до 0,902 г/см³, вязкость от 6,64 до 68 мм²/с. Следует отметить, что в пределах нефтегазоносных этажей свойства нефти залежей отдельных продуктивных пластов примерно одинаковы.

Начальные отметки ВНК залежей всех продуктивных пластов приведены в табл. 51. При составлении технологической схемы по залежи пласта БС₈ ВНК был принят на отметке — 2409 м, при разбуривании залежи установлен его наклон с севера на юг от —2419 до —2442 м. Наибольшая площадь нефтеносности характерна для залежи, пласта БС₈, меньше площади нефтеносности фиксируются для пластов БС₅ и БС₈.

Пластовые давления замерялись в процессе опробовании, проб­ной и Промышленной эксплуатации, в основном они соответствуют гидростатическим. Так, минимальная величина этого параметра зафиксирована в пласте АС_10-11 (22,1 МПа), а максимальная — в пласте БС₉ (24,3 МПа). Таким образом, полученные соотноше­ния пластовых давлений позволяют сделать определенные выво­ды о выделении здесь объектов эксплуатации.

Максимальные дебиты нефти получены из пласта БС₆, дебиты нефти при 8-мм штуцере они колеблются от 64 до 134 т/сут. Минимальные дебиты при том же штуцере отмечены по пластам БC₁₉, БС_20-21, Ю₀ и составляют 1—16 т/сут. В пределах четвертого неф­тегазоносного комплекса минимальные дебиты получены из пласта БС₅ (0,5—46 т/сут). Таким образом, залежи пластов БС₆, БС₈, БС₉ высокодебитные, а залежи пластов БС₅, АС_10-11, Ю₀ мало- и среднедебитные, залежи пластов БC₁₉, БС_20-21 — малодебитные. Максимальные запасы нефти сосредоточены в пласте БС₆ (65%), минимальные — в пластах ЮС₅, БC₁₉, Ю₀. Полученные распреде­ление запасов нефти и их соотношение по продуктивным пластам необходимо учитывать в процессе проектирования разработки.

Разница между пластовым давлением и давлением насыщения по продуктивным пластам Правдинского месторождения составля­ет 10—12 МПа. Высокие коэффициенты продуктивности зафикси­рованы только по пласту БС₆. Пластовые давления в зоне отбора (особенно пластов БС₅, БС₈) быстро падают, что свидетельствует о развитии здесь упруговодонапорного режима.

Таким образом, анализ геолого-промысловых особенностей про­дуктивных пластов Правдинского месторождения позволяет сде­лать вывод, что все они обладают значительной неоднородностью, улучшение коллекторских свойств фиксируется вверх по разрезу, свойства нефти наоборот ухудшаются в этом направлении. Пло­щади залежей пластов БС₅, БС₆, БС₈ лишь частично совпадают в плане с площадями других залежей. Наибольшие дебиты нефти фиксируются в скважинах, вскрывших пласт БС₆. Все перечислен­ное свидетельствует о значительной трудности проектирования раз­работки описываемого месторождения и выработки запасов нефти из каждой залежи.

В 1966 г. институтом ВНИИнефть была составлена технологи­ческая схема разработки залежей пластов БС₅, БС₆, БС₈, в осно­ву которой было положено, внутриконтурное заводнение с разре­занием залежей рядами нагнетательных скважин на шесть блоков. В пределах каждого блока планировалось бурение пяти рядов добывающих скважин. Для всех пластов (БС₅, БС₆, БС₈) преду­смотрена одна сетка добывающих и нагнетательных скважин с применением оборудования для одновременно-раздельной эксплуа­тации и закачки воды (ОРЭ и ОРЗ).

Однако отсутствие надежного оборудования для этих целей привело фактически к объединению всех продуктивных пластов в один эксплуатационный объект БС₅+БС₆+БС₈.

Состояние разработки эксплуатационного объекта БС₅+БС₆+БC₈ на 1/I 1977г. характеризовалось следующими показателя­ми. Наибольшую долю в объеме общей годовой добычи за весь период разработки давал пласт БС₆. Этот пласт, расположенный в средней части объекта, вырабатывается гораздо быстрее других. Ухудшение выработки пластов БС₅ и БС₈ вызвано их значитель­ной глинизацией, замещением песчаников глинистыми породами. Ни по одному из пластов проектный уровень добычи нефти так и не был достигнут, что объясняется низкой литолого-коллекторской характеристикой пластов, недостаточной эффективностью системы разработки, отставанием ввода добывающих и нагнетательных скважин.

При анализе состояния разработки описываемого эксплуата­ционного объекта выяснилось, что обводненность продукции до­стигла по пласту БС₅—10,6%, БС₆ —3,2%, БС₈ —2,16%. Факти­ческая обводненность в среднем по объекту 3,2%, что значительно выше проектной. С водой работает более 50% эксплуатационного фонда скважины. Хотя ни по одному пласту (с учетом оттока) не была достигнута компенсация добываемой нефти закачиваемой водой, обводнение скважин происходило за счет продвижения кон­тура нефтеносности, подтягивания подошвенной воды и продвиже­ния ее по наиболее проницаемым пропласткам.

Анализ состояния разработки многопластового объекта БC₅+БC₆+БС₈ также показывает, что запасы нефти по площади и по разрезу вырабатываются с разной степенью интенсивности. По залежи пласта БС₅ вовлечено в разработку 17—18% по площади.

По залежи пласта БС₆ наблюдается наиболее активное вовлечение запасов в разработку; второй и пятый блоки — соответственно на 27—28%, четвертый и пятый — на 40 и 43%. В целом по залежи этого пласта в разработке находится 34% площади. По залежи пласта БС₈ вовлечено в разработку 4% площади, остальная ее часть пока не разрабатывается. Следовательно, наблюдается весь­ма слабое и неравномерное вовлечение запасов нефти в разработ­ку, особенно пластов БС₅ и БС₈.

Неравномерность выработки пластов БС₅, БС₆, БС₈ подтверж­дается исследованием скважин глубинными дебитомерами и рас­ходомерами. Так, при исследовании эксплуатационных скважин глубинными дебитомерами выяснилось, что при совместной экс­плуатации пластов БС₅+БС₆+БС₈ низкопроницаемые пласты БC₅ и БС₈ или совсем не работают или работают очень незначительно. Например, в скв. 545 Правдинской площади было отмечено, что при совместной эксплуатации пластов БС₆ и БС₈ отдает нефть в основном пласт БС₆. Кроме того, этими исследованиями было показано, что работающая толщина объединяемых для совместной эксплуатации продуктивных пластов будет гораздо меньше работающей толщины каждого пласта при раздельной его разработке.

Как показали исследования глубинными расходомерами в на­гнетательных скважинах, где совместно вскрыты пласты БС₅, БС₆ и БС₈, пласт БС₅ в большинстве исследованных скважин или во­обще не принимает воду, или принимает ее весьма слабо. Пласт БС₆ принимает воду гораздо лучше, коэффициент действующей мощности здесь обычно колеблется от 0,5 до 1, лишь в ряде сква­жин от 0,2 до 0,6. Кроме того, следует, что при совместной экс­плуатации пластов БС₅, БС₆, БС₈ коэффициенты продуктивности, дебиты скважин снижаются на 20 - 35% по сравнению с их раз­дельной эксплуатацией. Эти факты необходимо учитывать как при проектировании, так и при анализе состояния разработки подобных эксплуатационных объектов.

Анализ динамики изменения пластового давления позволяет сделать вывод о его систематическом снижении в процессе разра­ботки. Так, в пределах контура нефтеносности пласта БС₆ оно снизилось на 3,92 МПа, а в зоне отбора на 5,05 МПа. Значитель­ное падение пластового давления произошло в 1973 г.: в зоне отбора оно снизилось на 1,05 МПа, а в контуре нефтеносности — на 0,6 МПа. Наибольшая величина снижения пластового давления за фиксирована в зоне третьего блока — 2,33 МПа, пластовое дав­ление здесь составляет 15,52 МПа. Среднее взвешенное пласто­вое давление на начало 1975 г. в зоне отбора составило 18,75 МПа, в пределах контура нефтеносности — 19,88 МПа. Пластовое дав­ление по залежам пластов БС₅ и БС₈ вообще не замерялось, а сни­жение текущих дебитов позволяет говорить о его значительном падении. Как показали исследования, потери закачиваемой воды достигают 22%, т.е. компенсация отбора нефти закачиваемой водой фактически отсутствует. Этим можно объяснить и низкое пластовое давление в зоне отбора.

Таким образом, геолого-промысловый анализ строения залежей продуктивных пластов, состояния их разработки и эффективности выделения эксплуатационного объекта БС₅+БС₆+БС₈ позволяет сделать вывод, что пласты БС₅, БС₆, БС₈ на Правдинском нефтя­ном месторождении объединены неправильно. Залежи в пластах такого типа должны разрабатываться самостоятельной серией скважин, т.е. выделяться в отдельные эксплуатационные объекты. Проектом разработки предусматривается выделение здесь уже трех эксплуатационных объектов: 1) пласт БС₅; 2) пласт БС₆; 3) пласт БС₈.

Таким образом, в процессе разработки описываемого месторождения учитывалась вся информация, получаемая прямыми, геофизическими, гидродинамическими, геолого-промысловыми ме­тодами, привлекались исследования пластов с помощью глубин­ных дебитомеров и расходомеров, анализировались результаты эксплуатации добывающих скважин. Интерпретация всей информации проводилась на основе комплексной как качественной, так и количественной обработки получаемых геолого-промысловых ма­териалов. Полученные выводы и рекомендации могут быть учте­ны на нефтяных месторождениях аналогичного типа.

25.2.3. Западно-Сургутское нефтяное месторождение

Западно-Сургутское месторождение расположено на Сургутском своде. В разрезе месторождения установлены три ос­новные залежи в продуктивных пластах БС₁, БС_2-3, БС₁₀. Геолого-промысловые особенности их изучались на стадии проектирова­ния разработки на основе лабораторных анализов керна, отбора проб нефти и газа, геофизических, гидродинамических и геолого­-промысловых методов исследования. Интерпретация получаемой информации проводилась на основе количественной оценки и изучаемых геолого-промысловых признаков, а также путем построения различных схем и карт, характеризующих строение продуктивных пластов. Полученная в результате комплексной обработки проводимых исследований геолого-промысловая пла­стов приведена в табл. 52.

Пласт БC₁ представлен монолитными песчаниками, характеризуется лучшими коллекторскими свойствами, высоким коэффи­циентом песчанистости (К_п=0,86) и низким коэффициентом рас­члененности (К_р=1,9). Значения проницаемости по образцам кер­на в среднем составляют 0,767 мкм², а по материалам гидродина­мических исследований 1,020 мкм². Коэффициент продуктивности колеблется от 24 до 143,5 т/(сут*мПа), а дебиты нефти варьируют от 52 до 170 т/сут. Физико-химические свойства нефти здесь не­сколько хуже, чем из нижележащих пластов; в пластовых условиях плотность нефти составляет 0,830 г/см³, а вязкость — 5,0 мПа*с.

Нижележащий пласт БС_2-3 представлен неоднородными песча­никами, алевролитами, глинами, аргиллитами. На отдельных участ­ках площади зональные интервалы пластов БC₁ и БС_2-3 сливаются между собой, образуя единый пласт. Коэффициент расчлененности песчаников достигает 2,9. Коллекторские свойства песчаников этого пласта несколько хуже по сравнению с вышележащим пластом, например, проницаемость по образцам керна составляет 0,370 мкм² по результатам гидродинамических исследований 0,680 мкм². Гидропроводность колеблется от 107 до 160 мкм²*см/(мПа*с), а коэффициент продуктивности – от 24 до 85 т/(сут*мПа). Дебит нефти достигает 140-155 т/сут, нефть по своим товарным свойствам несколько лучше нефти из залежи вышележащего пласта.

 

 

Таблица 52

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Западно-Сургутского нефтяного месторождения

Параметр	Продуктивный пласт
БС1	БС2-3	БС10
Общая толщина, м	2 – 16,4	3 – 22	1,6 – 38,4
Эффективная толщина, м	6,14	16,47	9,069
Начальная отметка ВНК, м	-2014	-2014	-2272
Проницаемость по керну, мкм2	0,767	0,3695	0,0729
Проницаемость по гидродинамическим исследованиям, мкм2	1,02	0,680	0,126
Гидропроводность, мкм2*см/(мПа*с)	15 – 129	107 – 160	25 – 35
Коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа)	59,5	49,3	15,5
Расстояние между пластами, м	-	0 – 15	200 – 220
Коэффициент песчанистости	0,83	0,8	0,68
Коэффициент расчлененности	2,0	2,9	3,3
Плотность нефти в пластовых условиях, г/м3	0,836	0,833	0,830
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	5,0	5,0	3,7
Газовый фактор, м3/т	43,5	38,5	48,6
Дебиты нефти, т/сут	52,1 – 177	85 – 156,6	1,2 – 50
Глубина залегания пластов, м	1976 - 2108	2050 – 2060	2270 – 2325

 

Пласт БС₁₀ залегает в нижней части валанжин-готеривского нефтегазоносного комплекса, представлен весьма неоднородными песчаниками и алевролитами, которые взаимозамещаются по площади и разрезу глинистыми породами. Коэффициент песчанистости описываемого пласта характеризуется весьма низкими значениями (0,68), коэффициент расчлененности песчаников достигает 3,3. В составе пласта выделяются три зональных интервала БС¹₁₀, БС²₁₀, БС³₁₀. Проницаемость песчаников по лабораторным анализам керна достигает всего 0,073 мкм², по гидродинамическим исследованиям – 0,126 мкм². Гидропроводность описываемых отложений от 25 до 35 мкм²*см/(мПа*с), коэффициент продуктивности от 3,5 до 62 т/(сут*Мпа), что определяет и низкие дебиты нефти. Свойства нефти характеризуются большей сернистостью и меньшей вязкостью (вязкость ее в пластовых условиях составляют 3,7 мПа*с).

Анализ геолого-промысловых особенностей залежей продуктив­ных пластов БС₁, БС_2-3, БС₁₀ показал, что коллекторские свойства ухудшаются вниз по разрезу, площади залежей пластов БC₁ и БС₁₀ почти одинаковы, площадь нефтеносности залежи пласта БС_2-3 более чем в 2 раза меньше площади залежи нижнего пласта. За­пасы нефти в пластах БС₁ и БС₁₀ почти одинаковы, меньшие запасы сосредоточены в пласте БС_2-3. Следовательно, разница геолого-­промысловых характеристик описываемых пластов весьма значи­тельна, особенно между верхним (БC₁) и нижним (БС₁₀) продук­тивными пластами.

Комплексное обобщение всех геолого-промысловых материалов на стадии проектирования разработки позволило составить тех­нологические схемы разработки залежей продуктивных пластов. Так, в 1966 г. институтом ВНИИнефть была составлена техноло­гическая схема разработки, которая предусматривала объединение залежей пластов БC₁ и БС_2-3 в единый эксплуатационный объект, разбуривание которого добывающими скважинами планировалось производить по пятирядной системе с применением как внутриконтурного, так и законтурного заводнения. Кроме того этот про­ектный документ предусматривал осуществлять эксплуатацию за­лежи пласта БС₁₀ одновременно с верхним объектом эксплуата­ции БC₁+БС_2-3. В 1968 г. институтом Гипротюменнефтегаз была составлена технологическая схема разработки залежи пласта БС₁₀, согласно которой его следовало эксплуатировать совместно с пла­стами БС₁ и БС_2-3. Центральная комиссия по разработке утвер­дила этот документ и внесла ряд изменений в ранее составленную технологическую схему разработки верхних пластов БC₁ и БС_2-3. Например, было принято решение об отказе от законтурного за­воднения, а также о дополнительном разрезании северного и юж­ного участков площади и создания здесь трехрядной системы раз­мещения добывающих скважин. Таким образом, все три пласта оказались объединенными в один объект эксплуатации БC₁+БС_2-3+БС₁₀.

Бурение добывающих и нагнетательных скважин, промышлен­ная эксплуатация многопланового эксплуатационного объекта БС₁+БС_2-3+БС₁₀ позволили обобщить геолого-промысловую ин­формацию и произвести анализ состояния разработки всех зале­жей нефти. Геолого-промысловая информация была получена ме­тодами, основанными на изучении залежей нефти прямыми, геофизическими, гидродинамическими методами, с помощью глубин­ных дебитомеров и расходомеров, методов, позволяющих получать информацию на основе анализа эксплуатации добывающих и на­гнетательных скважин, геолого-промысловых методов. Обобщение и интерпретация всей информации осуществлялась на основе как качественной, так и количественной оценки изучаемых геолого-про­мысловых материалов (особенно неоднородности), построения раз­личных схем, карт, разрезов.

Неоднородность продуктивных пластов изучалась статистиче­скими методами (табл. 53).

Таблица 53

Статистические характеристики геолого-промысловых признаков Западно-Сургутского нефтяного месторождения

Пласты	Геолого-промысловые признаки	Число определений	Математическое ожидание, М	Среднее квадратическое отклонение	Коэффициент вариации, %
БС1	Эффективный толщина		6,142	2,428	39,7
Проницаемость		767,023	533,98	69,5
Гидропроводность			44,5	61,0
БС2-3	Эффективная толщина		16,474	3,355	20,4
Проницаемость		369,522	335,33	90,9
Гидропроводность		82,0	32,8
БС10	Эффективная толщина		9,069	4,749	51,0
Проницаемость		72,905	110,239
Гидропроводность		27,0	21,6

Анализ табл. 53 позволяет сделать вывод, что наиболее одно­родным является пласт БС_2-3, а самым неоднородным — БС₁₀. Кроме того, уточнялись положение отдельных проницаемых пропластков по объему залежей, наличие гидродинамических окон. С этой целью строились корреляционные схемы, зональные карты, геологические разрезы. При анализе выработки запасов нефти из залежей каждого пласта строились карты обводненности, карты продвижения ВНК, карты изобар и т.п.

Геолого-промысловый анализ состояния разработки эксплуа­тационного объекта БС₁+БС_2-3+БС₁₀ показал, что выработка запасов нефти наблюдается как по площади, так и по разрезу. Это вызвано значительной неоднородностью пластов, их различны­ми литолого-физическими характеристиками, свойствами нефти, глубинами залегания, пластовыми давлениями. Характер выработ­ки запасов нефти из залежей пластов БС₁и БС_2-3 значительно отличается от характера выработки запасов из пласта БС₁₀, что свидетельствует о неправильном приобщении нижнего горизонта к верхним пластам. По нашему предложению и предложению института СибНИИНП (в проекте разработки) было рекомендова­но разукрупнить этот многоплановый эксплуатационный объект. Для принятия этого верного решения был привлечен весь комплекс методов, позволяющих обрабатывать и интерпретировать получаемую геолого-промысловую информацию на описываемом месторождении. Этот вывод может быть также учтен и на других месторождениях аналогичного типа.

 

Часть вторая

ПРИМЕРЫ ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ ПРЕДЛАГАЕМОГО МЕТОДА ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ НА МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

 

Применение предлагаемого метода количественного обоснования целесообразности объединения нескольких продуктивных пластов в один эксплуатационный объект продемонстрируем на примере разрабатываемых и вводимых в разработку многопластовых нефтяных месторождений Западной Сибири. Для этой цели по описанному выше алгоритму на ЭВМ были произведены соответствующие гидродинамические и экономические расчеты для вариантов совместной и раздельной эксплуатации.

Решение задачи для месторождений, находящихся в разработке, имеет смысл в том отношении, что результаты расчетов, выполненных в предположении, что месторождение только вводится в разработку, могут быть сопоставлены с фактическими данными по эксплуатации за более или менее длительный период. Тем самым мы получаем возможность использовать для проверки истинности теоретических построений критерий практики.

Применение метода для месторождений, которые вводятся в разработку, позволяет показать особенности и детали исследований в условиях малого количества информации, что характерно для этапа подготовки месторождений к разработке.

 

Глава 26. ПРИМЕРЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПРЕДЛАГАЕМОЙ МЕТОДИКИ НА РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

 

В качестве объектов, находящихся в разработке, нами взяты Усть-Валыкское, Западно-Сургутское и Самотлорское месторождения. Это обусловлено тем, что названные месторождения полностью или почти полностью разбурены и разрабатываются уже достаточно длительное время.

26.1. Усть-Балыкское месторождение

На Усть-Балыкском месторождении в настоящее время в один эксплуатационный объект объединено три продуктивных пласта БС₁ + БС_2-3 + БС₄. При этом максимальная площадь нефтеносности установлена для верхнего пласта БС₁, меньшая - для пласта БС_2-3, минимальная - для пласта БС₄, т. е. на части площади пласт БС₁ разрабатывается самостоятельно, на другой части месторождения пласты БС₁ + БС_2-3 разрабатываются совместно, в центральной части площади совместно эксплуатируются уже три продуктивных пласта БС₁ + БС_2-3 + БС₄. Следовательно, на месторождении сложилась весьма удобная ситуация, позволяющая оценить целесообразность объединения отмеченных пластов в один объект эксплуатации.

При технологических расчетах раздельной и совместной эксплуатации указанных пластов были использованы необходимые геолого-промысловые признаки (табл. 53). Затем было предложено три варианта объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты.

Таблица 53

Основные геолого-физические параметры продуктивных пластов Усть-Балыкского нефтяного месторождения, необходимые для гидродинамических расчетов (по данным СибНИИНП)

Параметр	Продуктивный пласт
БС1	БС2-3	БС4
Остаточная нефтенасыщенность Вязкость нефти в пластовых условиях, сП Вязкость закачиваемой воды, сП Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 Коэффициент продуктивности, т/(сут× × кгс/см2) Мощность, м Коэффициент вытеснения Показатель послойной неоднородности Показатель зональной неоднородности Расчетная неоднородность Объемный коэффициент нефти Объемный коэффициент воды	0,194 3,19 0,5 0,806 0,875   6,1   8,0 0,672 0,275 0,228 0,41 1,163 1,01	0,222 3,81 0,5 0,821 0,881   6,0   9,8 0,672 0,267 0,422 0,45 1,136 1,01	0,208 4,15 0,5 0,823 0,884   3,3   3,2 0,680 0,273 0,472 0,55 1,106 1,01

I вариант. Все залежи продуктивных пластов разрабатываются самостоятельно, т. е. выделяются три эксплуатационных объекта: 1-й объект - залежь пласта БС₁, 2-й объект - залежь пласта БС_2-3, 3-й объект - залежь пласта БС₄.

II вариант. Все продуктивные пласты БС₁, БС_2-3, БС₄ разрабатываются совместно, т. е. выделяется один эксплуатационный объект — залежи пластов БС₁ + БС_2-3 + БС₄.

III вариант. При этом варианте предлагается залежь пласта БС₁ разрабатывать самостоятельно, а пласты БС_2-3 и БС₄ объединить для совместной эксплуатации. Следовательно, в данном случае предусматривается выделение двух эксплуатационных объектов: 1-й объект — залежь пласта БС₁, 2-й объект — залежи пластов БС_2-3 + БС₄.

Рассмотрим порядок расчета исходных данных по каждому из разработанных вариантов.

I вариант. Средние значения коэффициента продуктивности определялись по материалам промысловых исследований скважин. В соответствии с вышеприведенными зависимостями рассчитывались φ и максимальные дебиты нефти. Кроме того, рассчитывались значения полной, зональной, геометрической неоднородности, а также величин А, μ₀, μ_*, γ_*, К_з, К_з^нКз, F [25, 28]. Далее определялись годовая и накопленная добыча нефти, обводненность продукции, закачка агента по залежи каждого пласта (эксплуатационного объекта), динамика фонда скважин, а также технико-экономические показатели разработки (табл. 54).