Промысловый контроль за выработкой запасов геофизическими методами один из ключевых инструментов, позволяющих понять внутрипластовые процессы, влияющие на эффективность разработки. На Новотохомском месторождении вопросам контроля за выработкой запасов уделяется должное внимание.
Промыслово-геофизический контроль над процессом разработки залежи пласта месторождения проводится с 1988 года. На месторождении проведено 155 промыслово-геофизических исследований в 66 скважинах, что составляет 80 % от эксплуатационного фонда месторождения.
Неравномерность выработки запасов юрских залежей связана с высокой неоднородностью коллекторов, прерывистостью продуктивных прослоев, локальным развитием техногенных трещин при низких ФЕС матрицы пластов.
При контроле за выработкой запасов нефти на месторождении промыслово-геофизические методы применяются для решения следующих задач:
- Определение профиля притока и источника обводнения (ОПП и ИО);
- Определение профиля приемистости пласта;
- Изучение технического состояния эксплуатационной колонны;
- Оценка текущего характера насыщения продуктивной части пласта.
Решение этих задач осуществляется комплексом ПГИ, включающим: дебитометрию (расходометрию), влагометрию, плотностнометрию, гамма-каротаж, резистивиметрию, термометрию, локатор муфт, нейтрон-нейтронный каротаж и С/О-каротаж.
Распределение проведенного объема ПГИ по видам приведено на рисунке 1 Основной объем исследований – 133 ед. (86 %), приходится на потокометрию. Из них 59 (38 %) исследований проведено на добывающих скважинах и 74 (48 %) исследования на нагнетательных скважинах. Исследования по определению технического состояния скважин, проведенные как отдельная задача, составили 14 % от всего объема исследований (22 ед), исследования ИННК не проводили по причине их низкой информативности в интервале перфорированных отложений.
В скважинах, охваченных потокометрическими измерениями, попутно определялось техническое состояние эксплуатационных колонн и источников обводнения. По результатам анализа данных ПГИС выявлено, что в 37 скважинах (24 добывающих и 13 нагнетательных) отмечены заколонные перетоки и негерметичность эксплуатационной колонны, в связи с этим имеет место подключения в работу ниже залегающего водонасыщенного пласта.
Построение профилей выработки показало различный механизм вытеснения нефти по участкам залежи. В восточной части месторождения, осложненной развитием зон естественной и техногенной трещиноватости, остаточные запасы сосредоточены в блоках матрицы пласта, что определяет необходимость внедрения технологий ВПП.
В условиях сложной структуры запасов доказана высокая эффективность применения технологий ВПП с целью выравнивания профилей приемистости нагнетательного фонда и увеличения охвата продуктивных пластов процессом заводнения. Результаты промыслово-геофизических исследований нагнетательного фонда до и после ВПП показали увеличение на 28 % коэффициента работающей толщины после проведения обработки, что является важным аргументом для рекомендации работ ВПП на месторождении.
Литература
- Ленченкова, Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими методами / Л.Е. Ленченкова // М.: Недра, 1998. –394 с.
- Коротенко В.А. Физические основы разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи: учебное пособие / В.А. Коротенко, А.Б Кряквин., С.И. Грачев, А. А. Хайруллин, А.А. Хайруллин // – Тюмень: ТюмГНГУ, 2013, с.159.
