Физико-географический очерк Западно-Могутлорского месторождения нефти, страница 19

Промыслово-геофизические исследования пластов и скважин должны проводиться в соответствии с «обязательным комплексом промысловых, гидродинамических исследований», принятым для скважин нефтяных месторождений Западной Сибири. Кроме того, комплекс промыслово-геофизических исследований в скважинах эксплуатационного фонда должен быть таким же, как для разведочных скважин (в интервалах залегания пласта ЮВ₁).

Гидродинамические исследования пластов и скважин необходимо проводить сразу после освоения каждой новой скважины, а затем с определенной периодичностью в процессе ее эксплуатации. Грамотное управление процессом разработки и принятие обоснованных мер по применению тех или иных методов увеличения нефтеотдачи пластов (гидродинамических, физико-химических, а также технологий ОПЗ) возможно осуществлять только при условии постоянного контроля за режимом работы каждой скважины, за состоянием прибойной зоны пласта и энергетическим состоянием в различных частях (зонах, блоках) залежи нефти и законтурной области.

Замеры начального пластового давления и пластовой температуры в каждой вновь пробуренной скважине позволяют оценивать фон энергетического и температурного состояния залежи нефти в различных ее частях и поэтому должны проводиться в начальный период эксплуатации каждой скважины.

В начальный период эксплуатации каждой скважины должны быть проведены исследования на приток (не менее, чем на трех режимах) - построены начальные индикаторные кривые, рассчитаны начальные коэффициенты продуктивности каждой скважины. В дальнейшем, в процессе эксплуатации каждой скважины измерение текущих забойных давлений (динамических уровней) должно проводиться вместе с замерами производительности скважин. Периодичность замеров - не более 1-2 месяцев.

В течение первых 1-2 месяцев эксплуатации каждой скважины необходимо провести снятие кривых восстановления давления (КВД). Обработка этих кривых (КВД) и индикаторных кривых должна преследовать также цель определения «степени совершенства» скважины, т.е. начальную величину скин-эффекта. В дальнейшем такие исследования должны проводиться с периодичностью 6-12 месяцев в течение всего периода эксплуатации. Это позволит своевременно реагировать на ухудшение состояния призабойной зоны скважины и своевременно намечать мероприятия по восстановлению продуктивности скважин.

При проведении в скважинах ГРП, ОПЗ или иных воздействий, снятие КВД и исследование на приток с построением индикаторной кривой должно проводиться перед обработкой и сразу после ее проведения, чтобы иметь возможность установить величину скин-эффекта до и после проведения мероприятия, определить величину коэффициента продуктивности и более обоснованно устанавливать режим работы каждой скважины.

Замеры текущих дебитов нефти, газа, жидкости по каждой скважине, определение текущей обводненности продукции производятся с периодичностью, обеспечивающей высокую степень достоверности количества извлеченных флюидов - как правило, по 2-4 замера в месяц по каждой скважине.

Систематические исследования скважин, в которых проводился ГРП, по определению параметров их эксплуатации позволит установить продолжительность эффекта от проведения ГРП, принимать меры по продлению срока этого эффекта, своевременно использовать в таких скважинах методы ОПЗ в случае существенного уменьшения эффекта от ГРП. В период фонтанной эксплуатации добывающих скважин при их исследовании на приток должны проводиться работы по снятию профилей притока для режима эксплуатации, близкого к установленному для каждой конкретной скважины.

В нагнетательных скважинах, в период их отработки в качестве добывающих, необходимо определить начальные коэффициенты продуктивности, а после перевода под нагнетание проводить исследования по определению коэффициента приемистости. По каждой нагнетательной скважине должен быть снят профиль притока в период ее отработки на нефть, а после освоения нагнетания воды - профиль приемистости.