Объектом настоящей работы является нефтяная залежь пласта ТП22 одного из месторождений северной части полуострова Ямал. Рассматриваемая залежь пластовая сводовая, приурочена к антиклинальной складке. Пласт характеризуется макро- и микронеоднородностью. Эффективные толщины в пределах залежи меняются в пределах от 1 до 10 м, и их увеличение наблюдается с востока на запад. Пласт разбит непроницаемыми глинистыми пропластками на четыре зональных интервала, преимущественная глинизация наблюдается в кровельной и подошвенной частях пласта. В целом по залежи коэффициент песчанистости (Кпесч) довольно высокий и составляет 0,75, а коэффициент расчлененности (Красч) равен 1,44. Это свидетельствует о том, что пласт является достаточно выдержанным. На большей площади залежи происходит слияние зональных интервалов, следовательно, глинистые пропластки прерываются и существует гидродинамическая связь между проницаемыми прослоями. Это необходимо учитывать при разработке залежи. Коэффициент песчанистости в пределах залежи уменьшается с запада на восток, и на востоке пласт является полностью заглинизированным. А в западной части залежи Кпесч максимальный, равен 1, как и Красч, это значит, что в данном районе пласт является монолитным. Кроме того, это подтверждается тем, что здесь происходит слияние всех четырех зональных интервалов. Пласт также является неоднородным по пористости и проницаемости, эти параметры так же уменьшаются с запада на восток залежи. Отсюда можно сделать вывод, что лучшие коллекторы находятся в западной части залежи. Что же касается северного и южного крыльев структуры, то здесь наблюдается некоторое улучшение коллекторских свойств по сравнению со сводовой частью залежи.
В процессе разработки были получены сведения о работе коллекторов: максимальные работающие толщины отмечены в районе скважин 150, 160 и 170, в районе этих же скважин максимальные и относительные работающие толщины. В целом коллектор хорошо работает в северо-восточной части залежи и в южной, а в северной, западной и юго-западной частях залежи коллектор работает только наполовину, т.е. из всей эффективной толщины флюид отдает только половина.
Рис.1
Рис. 2
Анализируя карты текущих и накопленных отборов жидкости (рис. 1 и 2), полученных в процессе разработки, видим, что в восточной части залежи достаточно низкие отборы. Это происходит вследствие того, что в этой части залежи низкие коллекторские свойства, низкий Кпесч и небольшие эффективные толщины. Несмотря на то, что здесь довольно высокие относительные работающие толщины, это эффекта не дает, т.к. сами эффективные толщины меньше, чем в других частях залежи.
Увеличение отборов наблюдается по направлению к западной части залежи. Это очевидно, т.к. коллекторские свойства здесь улучшаются, Кпесч повышается, и эффективные толщины увеличиваются. Но все-таки отборы здесь не максимальные, т.к. коллектор в этой части залежи работает только наполовину. Наиболее высокие отборы жидкости наблюдаются на северном и южном склонах структуры, где хорошие коллекторские свойства. Здесь высокая добыча также за счет того, что скважины на этих крыльях расположены близко к зоне закачки воды. Но зато в этих скважинах достаточно большая обводненность, т.к. скважины располагаются близко к контурам нефтеносности.
В целом для повышения добычи нефти необходимо в скважинах, расположенных в западной части структуры, провести кислотные обработки, обработки ПАВ для очистки ПЗП и увеличения профиля притока. Также необходимо в скважинах с низкой добычей провести ГРП. Для предотвращения быстрой обводненности можно проводить изоляцию водопритоков. Также скважины, находящиеся на крыльях структуры, после полного обводнения можно перевести под закачку, тем самым, приблизив зону нагнетания к зоне отбора.
Количество просмотров публикации: Please wait