вини, пробурені на східній ділянці структури Акшабулак Східний №№ 1К, 2К і 4К.
Гідродинамічні дослідження свердловин родовища Акшабулак Східний методами Муо і КВД, з метою визначення поточних продуктивних характеристик свердловин і фільтраційних параметрів привибійної зони пласта. проводяться регулярно. Результати досліджень з початку реалізації проекту пробної експлуатації по грудень 2009 року наведені в таблиці 3.1. На малюнку 3.1 показані індикаторні діаграми свердловин №2, 33 і 1К.
У цілому горизонт Ю-III характеризується високими фільтраційними властивостями і досить високою продуктивністю. Так, середній коефіцієнт продуктивності по свердловинах склав 82.85 м 3/(МПа * добу), проникність визначена в межах: 1.04 - 4.82 мкм 2. Пластова температура складає близько 78.5 0 С, з градієнтом - 4.39 0 С/м.
З метою оцінки ступеня взаємодії свердловин і визначення середніх параметрів пласта в районі між свердловинами були проведені гідродинамічні дослідження з гідропрослухування.
Для дослідження зміни тиску в реагуючій свердловині №2 при неодноразовому зміні режиму роботи обурює свердловини №33, виділені найбільш характерні ділянки, де спостерігається максимальна зміна дебіту обурює свердловини на постійну величину (значний імпульс): зупинка свердловини на КВД, зміна одного сталого режиму на інший. Для кожної ділянки визначено зміна тиску, яке б мало місце при відсутності розглянутого імпульсу, тобто фон.
Обробка кривих реагування проведена паралельно двома методами: інтегральним і диференціальним, що дало можливість зіставити отримані результати. За знайденими аналітичним шляхом ділянкам, для відповідних моментів часу, побудовані графіки, що представляють собою прямі лінії. По нахилі цих прямих до осі абсцис і відрізку, який відсікається на осі ординат, визначені коефіцієнти гідропроводності і пьезопроводності.
Розрахунок показав хорошу збіжність результатів двох методів інтерпретації і відповідність, отриманих коефіцієнтів гідропроводності і пьезопроводності, середнім пластовим характеристикам в цих свердловинах, визначеним за КВД. Коефіцієнт гідропроводності на ділянці пласта між свердловинами №2 і 33 склав 1.87 мкм 2 * м/мПа * с, коефіцієнт пьезопроводності - 2.14 м 2/с.
Проведені дослідження методом гідропрослухування підтвердили високі фільтраційні характеристики пласта і наявність хорошої гідродинамічної зв'язку між працюючими пропластками горизонту Ю-III. Час реагування склало близько 12:00 (малюнок 2.4).
Горизонт Ю-II також має високі ємнісне-фільтраційні властивості і досить високу продуктивність. Середній коефіцієнт продуктивності по свердловині №34 склав 25.7 м 3/(МПа * добу), проникність: 0.2-0.3 мкм 2. Пластова температура складає близько 76.9 0 С.
Малюнок 2.4. а Крива реагування свердловини №2 від 13.06.2009г.
Малюнок 2.4. б Крива реагування свердловини №2 від 20.06.2009г.
. 1.6 Система ППД і примі?? яемие методи підвищення нафтовіддачі пластів
Пробна експлуатація родовища велася на природному режимі виснаження пластової енергії. В результаті чого спостерігається деяке зниження значення пластового тиску в поклади нафти горизонту Ю-III, і, на розглянуту дату, воно склало 17.9 МПа. Початковий пластовий тиск було зафіксовано на рівні 20.77 МПа, таким чином, зниження склало 2.87 МПа. Протягом періоду пробної експлуатації середня депресія на пласт становила 1.66 МПа, з невеликою тенденцією до зростання. Діапазон зміни даного параметра: 1.3 - 2.3 МПа.
Враховуючи досягнутий коефіцієнт нефтеізвлеченія - 20.5%, а також той факт, що на 01.01.11 відбір від видобутих запасів нафти склав 44%, незначне зниження пластового тиску підтверджує високу активність законтурного вод, і наявність активного пружно-водонапорного режиму, який на даному етапі розробки забезпечує більш 70% компенсації відбору.
Об'єкт також характеризується великим розривом між тиском насичення пластової нафти газом і пластовим тиском. На 01.01.11 різниця склала 11.35 МПа. Це дозволяє вести експлуатацію даного горизонту при забійних тисках вище тиску насичення досить тривалий час (можливо вироблення видобутих запасів нафти).
Початковий пластовий тиск горизонту Ю-II склало 19.9 МПа, що свідчить про ізольованості резервуарів Ю-II і Ю-III один від одного. У процесі тривалого випробування свердловина № 34 працювала протягом 8 місяців, в результаті чого спостерігається зниження пластового тиску на 1 МПа. Поточне пластовий тиск склало 18.9 МПа.
Розробка родовища буде проводитися з використанням системи ППД. Закачування води буде здійснюватися однією з свердловин після переведення її з видобувного...
