дняття з глибинами залягання ніжневізейскіх відкладень 4500-4400 м. Максимальна амплітуда становить 900 м. На відмітках 5200-5300м залягають переважно глинисті сейсмофаціі підніжжя, які є розділом між II і III об'єктами.
Розподіл товщин в II об'єкті набагато простіше, ніж для оксько-башкирського комплексу. Найбільша товщина наголошується в області плоского склепіння - 650-700 м, а до периферії товщина резервуара зменшується до 300-200 і навіть 100 м.
При даній ступеня вивченості можна однозначно сказати, що водо-нафтової контакт приурочений до девонской частині розрізу, але достовірно визначити його положення неможливо.
На даному етапі геологічної вивченості девонской частини розрізу родовища, беручи до уваги обмежені дані опробування, нижня межа нефтенасищенних прийнята умовно на позначці мінус 5 450 м за винятком районів свердловин Т - 47, Т - 6337.
Положення зони розділу нафта-вода буде уточнено після реалізації розробленої програми до вивчення девонской частини продуктивної товщі.
1.4 Оцінка продуктивних пластів
Оцінка стану пріскважінной зон продуктивних пластів - одна з основних завдань, що вирішуються при обробці даних гідродинамічних досліджень свердловин. Достовірна оцінка гідродинамічного стану ПЗП дозволяє приймати обгрунтовані рішення з проведення геолого-технічних заходів, спрямованих на відновлення і збільшення продуктивності свердловин і нафтовіддачі пластів. На практиці оцінку стану ПЗП виконують при обробці індикаторних діаграм (ВД) і кривих відновлення тиску (КВД) з використанням різних методів. При цьому результати обробки часто не відповідають фактичному стану ПЗП. Нерідкою є ситуація, коли отримані при обробці даних досліджень значення скін-фактора приймають великі негативні значення (нижче - 3) без явних на те ч підстав (проведення ГТМ і т.д.). Значна частина КВД, одержуваних при дослідженнях свердловин при розробці нафтових родовищ Пермського краю, не відповідає вимогам, при яких може бути проведена їх однозначна обробка.
Визначення умов достовірного застосування, вдосконалення методів обробки КВД, а також розробка методики комплексної оцінки фільтраційних характеристик ПЗП є актуальною проблемою, яка потребує детального розгляду. Мета роботи
Дослідження та вдосконалення методів оцінки стану пріскважінной зон продуктивних пластів при розробці нафтових родовищ з метою підвищення ефективності експлуатації видобувних свердловин і досягнення проектних показників розробки нафтових покладів. Основні задачі досліджень
. Аналіз існуючих методів оцінки стану пріскважінной зон по КВД.
. Аналіз даних досліджень нафтовидобувних свердловин в різних геолого-фізичних умовах.
. Обгрунтування умов достовірного визначення скін-фактора при оцінці стану пріскважінной зон пласта по КВД.
. Обгрунтування умов застосування методу детермінованих моментів тиску при обробці КВД.
. Розробка і промислова апробація методики комплексної оцінки стану пріскважінной зон продуктивних пластів, заснованої на застосуванні різних методів обробки даних ГДИ; оцінка достовірності результатів її застосування при обробці КВД.
Об'єкт і предмет дослідження:
Об'єктом дослідження є результати гідродинамічних досліджень видобувних свердловин при несталих режимах у вигляді кривих відновлення тиску, предметом - стан пріскважінной зон продуктивних пластів, яке визначається при аналізі КВД.
1.5 Характеристика енергетичного стану родовища
Уточнення енергетичної характеристики родовища провадиться, як правило, за результатами його пробної експлуатації, однак внаслідок, як це часто буває, недостатнього терміну такої експлуатації уточнення енергетичної характеристики проводиться і при аналізі розробки родовища. При аналізі розробки для виконання цієї роботи дослідники розташовують великою кількістю вимірів тисків, динамікою тисків, новими даними про взаємодію зони відбору з газової шапкою, законтурне областю і з зоною нагнітання, додатковими матеріалами про взаємодію окремих площ і пластів і т.д., отриманих в процесі розробки родовища.
У поняття енергетичної характеристики входять режим поклади, запаси і витрата її енергетичних сил, динаміка і поточний стан пластових і забійних тисків.
Режим нафтового покладу, як правило, встановлюється при проектуванні розробки і визначається природними умовами залягання нафти, фізичними властивостями колекторів нафти, газу і пластової води, будовою пласта в законтурне області. На експлуатованих родовищах режим залежить також від створених в результаті впров...
