Геологическое и петрофизическое исследование модели пласта БУ 20-1 Южно-Пырейного месторождения (стр. 2 из 2)

a)

b)

c)

d)

Рис.2. Графики зависимости, полученные по исследованию образцов керна.

Для капилляров меньшего размера капиллярное давление резко возрастает, что приводит к резкому уменьшению количества выделяемого флюида.

Значения капиллярных давлений были использованы для сопоставления с реальным градиентом давления в зоне дренажа нефтяной скважины. Установлено, что для пласта БУ 20-1 на расстоянии 1 м от стенки скважины нефть будет извлекаться из большей части пор, на расстоянии 20 м - из пор с размером до 1 мкм., на расстоянии 30 м нефть будет двигаться по очень крупным порам >5 мкм и трещинам, которые не установлены по данным исследования структуры порового пространства пластов-коллекторов на образцах керна в лабораторных условиях. Очевидно, они могут быть выявлены при изучении макронеоднородности пластовых гидродинамических систем

Призабойная зона пласта работает дифференцировано по структуре порового пространства и по зоне дренажа скважины. Для приведенной в примере скважины ¦227 Южно-Пырейного месторождения по данным испытания скважины был определен радиус влияния скважины, он составил 62м. По характеру распределения градиента давления в зоне дренажа этой скважины также было установлено, что на расстоянии свыше 35 м. от стенки скважины будут работать поры > 5мкм, которые в общем объеме пор составляют всего около 3% (рис.3).

Рис.3. Распределение "работающих" капилляров по зоне дренажа скважины.

В результате проведенного анализа созданных петрофизической и геологической моделей пласта БУ 20-1 Южно-Пырейного месторождения совместно со строением порового пространства коллекторов были выделены следующие ограничения для проектирования вариантов разработки и как частное - методов воздействия на пласт:

ограничение по мощности;

ограничение по площади распространения коллекторов гидродинамически связанных между собой;

высокая расчлененность по разрезу;

литологическая ограниченность залежи;

отсутствие законтурной воды и как следствие ограниченность энергии пласта;

наличие газовой шапки в пласте БУ 20-1;

высокая неоднородность коллекторов по площади и разрезу.

Принимая во внимание только приведенные выше ограничения можно сделать вывод, что традиционные методы разработки вряд ли позволят добиться положительного результата в разработке залежей подобного типа. Сложное строение пласта, невысокие фильтрационно-емкостные свойства, подтвержденная исследованиями дифференцированная работа призабойной зоны указывают на необходимость использования новейших технологий применяемых в бурении и разработке.