>
Значна частина гідродинамічних досліджень 2004-2005 років в свердловинах 3, 3а, 4, 5 блоків 13-18 горизонтів була виконана сервісної компанії ТОО «СіамМунайСервіс» з подальшою обробкою даних за допомогою спеціалізованих програмних продуктів Pressure, BD SIAM, TestSHGNU, PanSystem та подальшої інтерпретацією результатів.
Глибинні виміри виконувалися електронними глибинними манометрами типу АМТ - 0,8 і PPS - 25. Заміри гирлових тисків вироблялися електронним гирловим манометром МТУ - 0,4. Динамічні і статичні рівні визначалися рівнемірами типу «судноб-міні2» і «судноб-автомат2». Діагностичні дослідження ШГН були виконані динамограф Сіддос-автомат ».
За даними дослідження видобувних свердловин методом відновлення тиску (рівня) і нагнітальних свердловин методом падіння тиску для кожного дослідження будувався графік КВД (КВУ), ККД в логарифмічних координатах. Відповідно до характеру поведінки кривої похідною тиску, враховуючи геолого-фізичну характеристику пластів, вибиралася відповідна модель припливу флюїду до свердловини, включаючи геометрію пласта і кордонів, визначалися ємнісне-фільтраційні властивості пласта. З метою перевірки достовірності обраного режиму течії, а також значень розрахункових параметрів були отримані наступні залежності: графік КВД в декартових координатах; графік в координатах Хорнера, що відображає характер перебігу в пласті; графік припливу (індикаторна крива). У кожному випадку ступінь достовірності отриманих даних оцінювалася сходимостью фактичної і змодельованої кривих. Згідно з проведеним аналізом найбільш часто зустрічається моделлю є модель необмеженого радіального гомогенного пласта з радіальним припливом флюїду до забою свердловини. У більш рідкісних випадках фіксуються: модель радіально-композитного пласта зі збільшенням рухливості флюїду на невеликому видаленні від свердловини щодо рухливості в прискважинной зоні; модель подвійний пористості, що характеризує рух флюїду по системі тріщин. Спостерігається також характерне для свердловин даного родовища сферичне течія в приствольних зоні, що означає або неповноту розкриття продуктивного пласта, або можливий підпір пластової води. Інтерпретація досліджень нагнітальних свердловин показує наявність (більш ніж у 50% випадках) моделі вертикальної тріщини обмеженою або необмеженою провідності, що пояснюється надмірно високим тиском закачування, порівнянним з тиском гідророзриву при незначній проникності колектора.
Середні за експлуатаційними об'єктам поточні продуктивні і фільтраційні параметри пластів (продуктивність, проникність, скін-фактор, Рпл, п'езопроводность і гідропроводності) представлені в таблиці
Згідно отриманих результатів, більш високими продуктивними можливостями відрізняються свердловини дренирующие пласти 15, 17 і 18 горизонтів, так середня продуктивність за нафти, яка припадає на 1 м ефективної товщини пласта, склала відповідно 0,34 м 3/сут/МПа/м, 0,29 м 3/сут/МПа/м і 0,39 м 3/сут/МПа/м, питома продуктивність по рідини дорівнює 1,26 м 3/сут/МПа/м, 1,02 м 3/сут/МПа/м, 1,13 м 3/сут/МПа/м. Пласти даних горизонтів характеризуються також поліпшеними по відношенню до решти об'єктів колекторськими властивостями. Так коефіцієнт проникності, середньозважений по ефективній товщині досліджуваних інтервалів пласта становить: 0,057 мкм 2 (15 гор.), 0,076 мкм 2 (17 гор.), 0,060 мкм 2 (18 гор.). Поточна обводненість досліджених свердловин в середньому по експлуатаційним об'єктам змінюється в інтервалі 61,8-77,2%. Мінімум коефіцієнта гідропроводності припадають на 18 горизонт (0,12 мкм 2 * м/мПа * с), максимум - на 17 горизонт (0,33 мкм 2 * м/мПа * с). Найбільш висока швидкість перерозподілу тиску в пласті фіксується на 15, 16, 17 горизонтах при максимальному прояві - 0,037 м 2/с і 0,038 м 2/с, 0,031 м 2/с відповідно.
Згідно з розрахунками, середні коефіцієнти проникності для 13 і 14 горизонтів практично близькі і складають 0,043 мкм 2 і 0,048 мкм 2. Однак для проникності 13 горизонту квадрат коефіцієнта варіації, що характеризує ступінь неоднорідності пласта знижений щодо відповідних показників інших горизонтів, що суперечить існуючим уявленням про геологічну будову поклади 13 горизонту, що відрізняється найвищою неоднорідністю розподілу колекторських властивостей по площі (наявність зон з низькою проникністю й досить протяжних високопроникних ділянок великої потужності). Цей факт може бути пояснений нерівномірним кількістю досліджень різних ділянок даного горизонту, переважанням, так само як і в початковий період розробки, досліджень високопроникних пластів, що кілька завищує фактичний коефіцієнт проникності в середньому по горизонту.
При порівнянні поточних продуктивних і фільтраційних характеристик пластів з початковими параметрами виявлено їх погіршення на всіх експлуатаційних об'єктах. Так максимальне (11-11,5 разів) зниження ...
