довою, переслаиванием великого числа піщано-глинистих пропластков, переривчастістю і мінливістю колекторських властивостей. Глинистий матеріал має місце не тільки у вигляді численних прослоев, а й поширений у продуктивних піщаних прослоях. В цілому відкладення пласта АВ 1 1-2 характеризуються низькою проникністю (менше 10 мД) і, відповідно, малої продуктивністю видобувних свердловин [2]. Свердловини після буріння в основному працюють з накопичення з середніми дебитами з нафти не більше 5 т / добу. при обводнення 30? 50%.
Технологія ГРП надала можливість організації промислової системи розробки об'єкта АВ 1 1-2 з використанням як нових, так і зворотних (що виконали своє проектне призначення на цільових пластах) свердловин. Активний введення нових свердловин з одночасним проведенням ГРП на об'єкті дозволив підвищити дебіти свердловин по рідини. Негативним наслідком застосування ГРП є передчасне обводнення колектора (85% проти передбачуваних 50? 60%). При створенні високої депресії утворюються як горизонтальні, так і вертикальні мікротріщини в привибійній зоні пласта. Товщина глинистої перемички між пластом АВ 1 1-2 і частково заводнення пластом АВ 3 січня становить порядку 3 м. Таким чином, продукція, що добувається з пласта АВ 1 1-2, може обводнять водою з пласта АВ 3 січня.
При адаптації гідродинамічної моделі розглянутого ділянки групи пластів АВ на технологічні показники видобувних свердловин розглядалися всі наявні дані в комплексі:
· ГІС з контролю за розробкою - дослідження на герметичність експлуатаційної колони, заколонних циркуляцію і внутрішньосвердловинного перетоки, профіль припливу, ІННК;
· проведені геолого-технічні заходи, в першу чергу, ГРП і форсований відбір рідини, зміни технологічних показників після їх проведення;
· існуюча система ППД - найближчі нагнітальні свердловини, відстань до них, час початку закачування, ФЕС колектора.
На підставі наявних даних приймалося рішення про можливе джерело обводнення і відповідному методі адаптації роботи свердловини:
· Переклад на контроль з видобутку нафти при виявленій або передбачуваної негерметичності експлуатаційної колони. В останньому випадку даються рекомендації про включення свердловини в програму з проведення дослідницьких робіт.
· Моделювання вертикально або горизонтально спрямованої тріщини, зумовленої проведенням ГРП або створенням високої депресії на пласт при форсованому відборі рідини. Напрямок тріщини залежить від передбачуваного джерела обводнення - частково заводнення пласт АВ 1 березня або нагнітальна свердловина, що працює на пласт АВ 1 1-2.
Аналіз поточних показників пластових тисків розглянутого ділянки групи пластів АВ Самотлорского родовища показав, що поточне пластовий тиск пласта АВ 1 1-2 значно нижче початкового рівня. По окремих ділянках поточний пластовий тиск нижче тиску насичення, незважаючи на формування системи ППД. Для многопластовой системи Самотлорского родовища це пов'язано, в першу чергу, з тим, що більше половини нагнітального фонду ведуть спільну експлуатацію низько проникного пласта АВ 1 1-2 і високо проникних пластів АВ -1 3, АВ 2-3. Низько проникний пласт АВ 1 1-2 в спільно працюючому фонді не був підключений до процесу витіснення нафти водою. Як показують ГІС, при спільній роботі пласт АВ 1 1...
