Геологическое и петрофизическое исследование модели пласта БУ 20-1 Южно-Пырейного месторождения — страница 5

  • Просмотров 394
  • Скачиваний 24
  • Размер файла 118
    Кб

исследованию образцов керна. Для капилляров меньшего размера капиллярное давление резко возрастает, что приводит к резкому уменьшению количества выделяемого флюида. Значения капиллярных давлений были использованы для сопоставления с реальным градиентом давления в зоне дренажа нефтяной скважины. Установлено, что для пласта БУ 20-1 на расстоянии 1 м от стенки скважины нефть будет извлекаться из большей части пор, на расстоянии

20 м - из пор с размером до 1 мкм., на расстоянии 30 м нефть будет двигаться по очень крупным порам >5 мкм и трещинам, которые не установлены по данным исследования структуры порового пространства пластов-коллекторов на образцах керна в лабораторных условиях. Очевидно, они могут быть выявлены при изучении макронеоднородности пластовых гидродинамических систем Призабойная зона пласта работает дифференцировано по структуре

порового пространства и по зоне дренажа скважины. Для приведенной в примере скважины ¦227 Южно-Пырейного месторождения по данным испытания скважины был определен радиус влияния скважины, он составил 62м. По характеру распределения градиента давления в зоне дренажа этой скважины также было установлено, что на расстоянии свыше 35 м. от стенки скважины будут работать поры > 5мкм, которые в общем объеме пор составляют всего около 3%

(рис.3). Рис.3. Распределение "работающих" капилляров по зоне дренажа скважины. В результате проведенного анализа созданных петрофизической и геологической моделей пласта БУ 20-1 Южно-Пырейного месторождения совместно со строением порового пространства коллекторов были выделены следующие ограничения для проектирования вариантов разработки и как частное - методов воздействия на пласт: ограничение по мощности; ограничение

по площади распространения коллекторов гидродинамически связанных между собой; высокая расчлененность по разрезу; литологическая ограниченность залежи; отсутствие законтурной воды и как следствие ограниченность энергии пласта; наличие газовой шапки в пласте БУ 20-1; высокая неоднородность коллекторов по площади и разрезу. Принимая во внимание только приведенные выше ограничения можно сделать вывод, что традиционные методы

разработки вряд ли позволят добиться положительного результата в разработке залежей подобного типа. Сложное строение пласта, невысокие фильтрационно-емкостные свойства, подтвержденная исследованиями дифференцированная работа призабойной зоны указывают на необходимость использования новейших технологий применяемых в бурении и разработке.