ки разів. Таким чином, залишаються зони, які не піддаються впливу ППД, так звані цілики, які при вдалому розтині перші місяці експлуатації дають стабільні притоки малообводненной продукції (до 20 т/добу).
Таким чином, можна сказати, що рядна система розробки, прийнята на Талінском родовищі в більш ранніх проектних документах, не враховувала особливостей геологічної будови покладів. Відповідно перехід на вогнищево-виборчу систему впливу можна вважати актуальною і правильною.
Динаміка обводнення свердловин, які експлуатують пласти ЮК10 і ЮК11, характеризується:
нетривалим безводним періодом, який змінюється по ділянках від 200 до 400 діб і за який відбирається від 6 до 22 тис.т. нафти,
після появи води в продукції свердловин - різким зростанням обводнення, який відбувається за період від 250 до 730 діб і за який видобувається від 3 до 10 тис.тонн нафти,
на останній стадії обводнення - стабілізацією обводнення на рівні 93-97%. Тривалість стадії стабілізації в даний час змінюється від 0,9 до 4 тис.тонн нафти, водонефтяной фактор - від 15 до 35.
Встановлений вид динаміки обводнення свердловин обумовлений наявністю в розрізі продуктивних пропластков з різко різними фільтраційними властивостями.
З метою поліпшення характеристики вироблення запасів нафти необхідно проводити роботи в двох напрямках:
ізоляція вироблених і заводнених інтервалів пластів,
залучення в процес дренування низькопроникних інтервалів пластів.
Також необхідно відзначити, що на динаміки прискореного обводнення позначилося і те, що в перші роки розробки заводнення йшло з порушеннями технологій. Процес заводнення або затримувався, що призвело до падіння пластового тиску нижче проектних значень, або проводився з надлишковою закачуванням обсягів води. Інтенсивна закачування забезпечувала фонтанування свердловин, але при різко зростаючої обводнення (внаслідок сильної фільтраційної неоднорідності пластів відбувався моментальний прорив закачиваемой води по суперколлекторам). У цих умовах фонтанування свердловин з високою обводненість не забезпечує оптимального режиму їх роботи. Слабопроницаемих прошарку не включаються в роботу, що зменшує нефтеізвлеченія. Крім цього, високі пластові тиски вимагають збільшення щільності розчинів глушіння свердловин при ремонтних роботах, що погіршує проникність привибійної зони пласта, а також ведуть до подорожчання ремонтних робіт. Щоб уникнути вищеперелічених складнощів оптимальними пластовими тисками можна вважати - 275-280 атм. в зоні нагнітання і 260 атм. в зоні відбору (таблиця № 3.2.4., 3.2.5., 3.2.6.). Локалізація пластових тисків в цих межах дозволила б максимально оптимізувати роботу видобувних свердловин при механізованому способі видобутку.
Таким чином, досвід розробки пластів ЮК10 і ЮК11 показує, що застосування традиційних систем розробки, основним недоліком яких є розміщення видобувних і нагнітальних свердловин без урахування конкретного геологічної будови продуктивних пластів, що мають виражене зонально-шарувату будову, веде до підвищених відбором попутної води , відповідно зниженню ступеня вилучення запасів нафти. Тому на сучасній стадії розробки необхідно оперативно визначати особливості зміни фільтраційних властивостей по розрізу і по простяганню продуктивних пластів з метою встановлення вертикальної і зональної неоднорідності, а також виявлення мікро і макроразломов, що утворилися внаслідок неотектонічних переміщень земної кори.
Для вирішення даної задачі необхідно провести широкомасштабний курс дослідних робіт із залученням методів гідропрослухування, на основі яких побудувати карти неотектонических утворень, схеми кореляции, які дозволять закладати вогнищеві нагнітальні свердловини з більшою часткою успішності. Крім цього, свердловини переказуються під нагнітання води, як вогнищеві, необхідно закладати так, щоб розріз пласта мав однорідну фільтраційну характеристику або високопроніцаемие інтервали, розкриті свердловиною, що не простежувалися в оточуючих видобувних свердловинах. У випадку, коли високопроніцаемого інтервал має зональне поширення, його слід ізолювати після вироблення з нього запасів, тим самим забезпечивши більш рівномірне вироблення нафти по іншій частині розрізу. Необхідно відзначити, що навіть при створенні вогнищево-виборчої системи, близькою до ідеальної, при звичайній технології заводнення пластів Тюменської свити, що характеризуються сильно неоднорідним будовою, значна частина запасів, зосереджених в малопроникних шарах, залишиться неохопленою процесом витіснення. У подібних геологічних умовах заводняемих пласт являє собою, як би безсистемне чергування обводнених і нефтенасищенних пропластков. Залучення в розробку даних нефтенасищенних пропластков стане можливим при створенні в таких колекторах поперемінно змінюються за величиною і напрямком градієнтів гідродинамічних тисків. Тоді в пласті виникнуть умови для впровадження нагнітається вод...
