Физико-географический очерк Западно-Могутлорского месторождения нефти, страница 21

4. 4.  Направления совершенствования разработки

Западно-Могутлорское и Могутлорское месторождения недостаточно изучены, особенно в части определения фильтрационных характеристик коллекторов, степени неоднородности и анизотропии продуктивных пластов. По данным сейсмических исследований тектонические нарушения не выделяются на площади Западно-Могутлорского месторождения, они приняты по результатам определения положения водонефтяных контактов в скважинах. Гидропрослушивание между скважинами отдельных блоков Западно-Могутлорского месторождения не было проведено, поэтому судить о степени проводимости разделов между блоками на данной стадии изученности не представляется возможным.

По данным измерения пластовых давлений в период пробной эксплуатации 1998-2000гг., в выделяемом центральном блоке Западно-Могутлорского месторождения к моменту ввода в эксплуатацию в 2000г. скв. 13-2, 19-2 и 16-2 в них произошло значительное снижение пластового давления (на 4-5 МПа) от начального. Это указывает на то, что тектонический раздел между центральным и северным блоками является гидродинамически проводящим. В то же время степень связи не ясна, его проницаемость также не ясна. Важно также знать протяженность и направление предполагаемого разлома. Определение количественных параметров разлома, таким образом, является одной из важнейших задач для изучения геологического строения Западно-Могутлорского месторождения, решение которой позволит уточнить систему и плотность размещения забоев скважин, а также систему поддержания пластового давления.

Выше также отмечалось, что за семь лет, в течение которых отбиралась нефть без поддержания пластового давления (ППД), из-за низкой пьезопроводности пласта пластовое давление упало на значительную величину, т.к. законтурная водоносная область не «успевала» поддержать давление в зоне отбора. Отсутствие закачки воды создало ряд проблем, среди которых главными сегодня являются следующие:

1) какова будет приемистость скважины и какими должны быть параметры закачки воды;

2) как быстро будет падать приемистость скважин и каковы должны быть параметры регулирования закачки;

3) из-за снижения пластового давления цементное кольцо в продуктивной зоне добывающих скважин не создается, т.к. не происходит «схватывания» цемента ни с породой, ни с колонной из-за высокой водоотдачи и проникновения цементного раствора в пласт;

4) последняя проблема привела к проблеме обводнения скважин из-за заколонных перетоков воды, если в продуктивном разрезе появляются водонасыщенные прослои.

Более 70% площади во внешнем контуре нефтеносности Западно-Могутлорского месторождения являются «водоплавающими». Это значит, что большинство добывающих скважин будет вскрывать нефтеводонасыщенную толщину пласта, что даже при отличном качестве цементажа продуктивной части пласта приводит и будет приводить к быстрому обводнению продукции.

Таким образом, возникли нестандартные задачи по закачке воды, по борьбе с преждевременным обводнением скважин, по созданию технологии вскрытия пластов.

Следует также отметить, что коэффициенты нефтенасыщенности по данным ГИС определены недостаточно надежно, так как минерализация пластовых вод определялась по некондиционным пробам и поэтому сопротивление пластовых вод месторождения было принято по аналогии с соседними месторождениями. В дальнейшем следует уточнить коэффициент нефтенасыщенности продуктивных пластов Западно-Могутлорского и Могутлорского месторождений. Исследования по определению фазовых проницаемостей на керне пластов ЮВ₁ и ЮВ₂ не проводились, поэтому кривые фазовых проницаемостей приняты по аналогии с аналогичными отложениями Тевлинско-Рускинского месторождения. Поэтому ГКЗ РФ рекомендовало в этой части выполнить отбор керна из объектов подсчета запасов и провести на отобранном керне исследования по вытеснению нефти.

Вышеизложенное позволяет сформулировать основные цели проведения опытно-промышленной эксплуатации Западно-Могутлорского лицензионного участка на период до 5 лет (2001-2005гг.):