Итого по пластам БС компенсация с начала года составила 109.2%, с начала разработки 109.6%,текущая 111%. С начала года закачено в пласты 18008 тыс.м3. воды с разработки 212481 тыс.м3.
Система заводнения не полностью сформировалась, так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть.
3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов
На Южно - Ягунском нефтяном месторождении проводится обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин. Он включает замеры:
- дебитов добывающих скважин,
- приемистости нагнетательных скважин,
- забойных и пластовых давлений,
- динамических и статических уровней жидкости в добывающих скважинах,
- статических уровней в нагнетательных скважинах,
- прослеживание восстановления уровня жидкости (КВУ),
- прослеживание восстановления давления (КПД).
Эти исследования проводятся цехом ЦНИПР НГДУ “Когалымнефть” с целью контроля за текущим состоянием разработки.
По стволу скважин проводится комплекс геофизических исследований в нефтяных и нагнетательных скважинах. Объемы работ проводились ОАО «Когалымнефтегеофизика».
Основная часть исследований приходится на контроль за энергетическим состоянием залежей, определение добывных возможностей скважин и пластов, замер дебитов добывающих и расхода нагнетательных скважин, изучение профилей притока и приемистостей.
Замеры пластового давления в скважинах служат основой для потроения карт изобар.
Результаты исследования скважин, выполняемые на месторождении, в основном качественные и пригодны для использования.
В таблице 3.3. приведены основные результаты исследований скважин и пластов. Необходимо отметить, что по основным объектам даны показатели, рассчитанные по скважинам, охваченных исследованиями.
Разработка всех залежей объектов осуществляется с поддержанием пластового давления с начала эксплуатации. Режим залежей характеризуется как жесткий водонапорный.
Таблица 3.3 Результаты исследования скважин и пластов
| Наименование | 1БС10 | 2БС10 | 1БС11 | 2БС11 | ЮС1 |
| Средневзвешенное пластовое давление, атм | 219,0 | 228,4 | 218,0 | 232,0 | 234,2 |
| Пластовая температура, ºС | 71 | 73 | 80 | 82 | 83 |
| Ср.дебит нефти, т/сут | 16,4 | 35,6 | 27,8 | 33,6 | 3,5 |
| Обводненность весовая, % | 34 | 25,4 | 46 | 40,4 | 67,1 |
| Газовый фактор, м3/т | 53 | 45 | 46 | 72 | 83 |
| Коэффициент продук-тивности, м3/сут*атм | 0,25 | 0,389 | 0,18 | 0,375 | 0,072 |
| Гидропроводность, мкм/мПа*с | 1,75 | 32 | 50,7 | 50,7 | 1,56 |
| Проницаемость, мкм | 14 | 117 | 39 | 101 | 14 |
Объем исследованных скважин для определения коэффициента продуктивности составляет 13% от всего пробуренного фонда. При расчетах были учтены коэффициенты продуктивности по результатам опробования скважин.
По Южно - Ягунскому месторождению были проанализированы данные исследований 23 нагнетательных скважин по пласту 2БС10 и 33 нагнетательных скважин по пласту 2БС11.
Результаты исследования нагнетательных скважин приведены в таблице 3.4.
Как видно из таблицы, по пласту 2БС10 толща охвачена заводнением на 32% от всего числа пропластков, а по пласту 2БС11 этот показатель составляет 36.8%.
Таблица 3.4 Результаты исследования нагнетательных скважин
| Количество скважин | Число перф.интерв. | Работающие пропластки, % | Не охвачено заводнением, % | ||
| верх | середина | низ | |||
| Пласт 2БС10 | |||||
| 23 | 25 | 36 | 12 | 20 | 32 |
| Пласт 2БС11 | |||||
| 33 | 33 | 23,7 | 10,5 | 20 | 36,8 |
Также на Южно-Ягунском месторождении проводятся геофизические исследования. За 2001 год было проведено 366 исследований в 306 скважинах, что составляет 29% действующего фонда. В 321 скважине проведено 276 исследований с целью определения герметичности колонны.
Проводятся гамма - каротаж (ГК),основной замер 100 метров на подъеме с захватом вышележащего водоносного пласта, контрольный замер 50 м в интервале перфорации и в местах искажения ГК проявлением радиоактивных аномалий. Высокочувствительная термометрия (ВЧТ)- в остановленной на 6-8 часов скважине. Выполняются основной и контрольный замеры. При необходимости остановка скважины контролируется глубинным манометром по восстановлению забойного давления. Влагометрия (ВГД) в остановленной скважине - производится запись ВНР, если пласт работает через застойную воду ( на поверхности - нефть, в интервале пласта - вода).
Технология исследования скважин с закачкой меченого вещества.
Решаются задачи выделения интервалов обводнения, отдающих (поглощающих) пластов, определения профиля отдачи ( поглощения ), остаточной нефтенасыщенности, установления негерметичности цементного колодца и возможных заколонных перетоков, получения опорной информации для оценки степени выработки запасов на месторождениях, вступивших во вторую и третью стадии разработки.
Технология включает закачку в прискваженную часть пласта вещества с аномальными нейтроннопоглащающими свойствами и проведение фоновых и повторных измерений методом импульсного нейтронного каротажа (ИНК , чувствительным к содержанию таких веществ в околоскважинном пространстве. Основным интерпретационным параметром ИНК является декремент затухания плотности тепловых нейтронов Л, в качестве дополнительных параметров может быть использовано время жизни тепловых нейтронов Т, скорость счета во временных окнах на задержках после импульса нейтронов.
В качестве меченного вещества используют хлористый натрий, хлористый кальций, хлористый калий, соляную кислоту. Соляная кислота хорошо пропитывает низкопроницаемые глинистые породы, насыщенные нефтью и обеспечивает большой охват вытеснением неоднородных по проницаемости коллекторов по сравнению с водными растворами. Ее целесообразно использовать для решения качественных задач контроля за разработкой. Этот вид исследования только недавно начал внедряться на Южно - Ягунском месторождении. В 2001 году исследовались 5 скважин.
Скажины 1396/126, 2923/118, 772/44 были исследованы методом шумометрии. Объем исследований РГТ за 2001 год составил 103 скважины.
Объем исследований высокочувствительным термометром в добывающих скважинах составил 306 скважин, по определению притока исследовались 200 скважин, по отбивке забоя 59 скважин, по проверке на герметичность 47 скважин.
На Южно - Ягунском месторождении планируется использование всевозможных методов увеличения нефтеотдачи пластов и вовлечение в разработку слабодренируемых запасов, в том числе 8 ГРП, 80 системных технологий, 102 ОПЗ, 19 переходов. Необходимо более широко внедрять циклическую закачку в комплексе с системными технологиями и одновременно проводить селективную изоляцию на добывающих скважинах.
Контроль за объемами закачки воды осуществляется с помощью счетчиков СВУ. 85% замеров телемеханизированы, остальные замеряются в ручном режиме. Все действующие скважины оборудованы замерными устройствами. Контроль ведется по кустовым насосным скважинам, по направлениям и по скважинам.
На нагнетательных скважинах за прошедший год проведено 28 капитальных ремонтов и 136 текущих. С целью увеличения приемистости нагнетательных скважин проведено 21 кислотных обработок.
В таблице 3.5. приведены обемы промысловых геофизических и гидродинамических исследований, выполненных на Южно-Ягунском месторождении в 2001 году
Таблица 3.5 ПГИ и ПГД за 2001 год на Южно-Ягунском месторождении.
| №п/п | Вид исследований | Количества | |
| скважин | Замеров | ||
| 1 | Определение профиля притока, источника обводн. и тех. сост. добывающих скважин | 59 | 63 |
| 2 | Определение профиля приемистости, тех. состояния нагнетательных скважин | 208 | 211 |
| 3 | Исследования гироскопичес. инклинометром | 121 | 121 |
| 4 | Определение Рпл. | 177 | 419 |
| 5 | Определение Нст. | 753 | 2525 |
| 6 | Определение Ндин. | 1082 | 8121 |
| 7 | Исследование методом КВУ | 230 | 266 |
| 8 | Исследование методом ПД | 92 | 180 |
| 9 | Замер дебита добывающих скважин | 920 | 58717 |
| 10 | Отбор устьевых проб на водосодержание | 920 | 37350 |
| 11 | Замер приемистости нагнетательных скважин | 160 | 7370 |
Геолого–технические мероприятия (ГТМ)
На месторождении планомерно внедряются различные методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.
В 2001 году на Южно-Ягунском месторождении проведено 239 ГТМ с суммарным приростом дебитов добывающих скважин 1995т/сут. За счет этих мероприятий за год добыто 309,193 т.т. нефти.
Их перечень приведен в таблице 3.6.
Таблица 3.6 ГТМ за 2001 год.
| №п/п | Вид мероприятий | Кол-во скв-н | Добыча нефти, т.т. | Средний при-рост дебита на 1скв-ну,т/сут |
| 1 | Ввод новых скважин | 4 | 10,47 | 14,4 |
| 2 | Ввод из бездействия | 35 | 72,38 | 11,7 |
| 3 | Ввод из консервации, пьезометра | 42 | 21,48 | 2,6 |
| 4 | Перевод на мех.добычу | 3 | 6,02 | 12,7 |
| 5 | Оптимизация режимов работы скважин | 120 | 100,21 | 5,0 |
| 6 | Ремонтно-изоляционные работы | 18 | 15,4 | 8,2 |
| 7 | Интенсификация притоков (ОПЗ) | 53 | 65,01 | 10,1 |
| 8 | Возврат с других горизонтов | 9 | 10,5 | 7,1 |
| ИТОГО | 293 | 309,19 | 6,8 |
Как видно из таблицы 3.6. наиболее эффективны (по приросту дебита скважин) такие ГТМ, как перевод скважин на мех. добычу, ввод новых скважин, ввод скважин из бездействия.