Результаты интерпретации ПГИ, проведенных на объекте

месторождения за период 2006 - 2012 гг.

По

результатам

анализа

данных

ПГИ,

выполненных

на

месторождении

с

начала

разработки,

можно

сделать

следующие

выводы:



для

перфорированных

толщин

типичным

является

равномерное дренирование пласта АС

10

2

;



в

70

%

исследований

методами

потокомет рии

наблюдается более интенсивная работа нижней части пласта;



достигнут

достаточно

высокий

коэффициент

охвата

работой перфорированной части пласта АС

10

2

: средний К

охв.раб

равен

0,96, средний К

охв.раб

перфорированной части пласта в нагнетательных

скважинах - 0,95; в добывающих скважинах – 0,97;



среднее значение работающей толщины в добывающих

скважинах составляет 5,3 м, в нагнетательных скважинах - 7,1 м, по

пласту в целом - 6,8 м.

Основные выводы:



Реализуемая

однорядная

система

разработки

учитывает

особенность преимущественного направления регионального стресса

с северо-запада на юго- восток. Ряды добывающих и нагнетательных

скважин сориентированы вдоль данного направления, что позволяет

осуществлять вытеснение нефти водой без кинжальных прорывов от

нагнетательных рядов к добывающим.



Существующая плотность сетки скважин достаточна для

гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими

рядами и организации вытеснения нефти водой.



Охват вытеснением по толщине характеризуется высоким

значением – 0,96, что определено по данным ПГИ.



Причиной

относительно

высокого

содержания

воды

в

продукции

добывающих

скважин

является

подключение

в

работу

нижележащих пропластков, характеризующихся водонасыщенностью

на

участках

ВНЗ,

либо

пониженной

нефтенасыщенностью

на

участках ЧНЗ, частично вскрытых при бурении скважин и операциях

ГРП, что снижает эффективность разработки Зимнего месторождения.

Повысить

эффективность

разработки

можно

внедрением

сеток

скважин с горизонтальными стволами (ГС).

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.

«Подсчет

начальных

геологических

запасов

нефти

и

растворенного

газа

и

ТЭО

КИН

Зимнего

месторождения

по

состоянию на 1.01.2013 г., ООО

«Газпромнефть НТЦ», Тюмень, 2013 г.

2.

Технологическая схема разработки Зимнего месторождения в

границах

деятельности

ООО

"Газпромнефть-Хантос»,

ЗАО

«ТИНГ». Тюмень, 2007 г.