Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Характеристика геологического строения и нефтегазоносности исследуемого региона 8
1.1 Геолого-геофизическая изученность района 8
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 16
1.3 Тектоника
1.3.1 Характеристика строения района 26
1.3.2 Анализ карт опорных отражающих горизонтов 29
1.4 Промышленная нефтегазоносность 42
ГЛАВА 2 Анализ макронеоднородности пласта ЮВ1 48
2.1 Выделение и анализ ГИС-фаций .48
2.2 Выделение малоамплитудный нарушений 61
ГЛАВА 3 Методика комплексного изучения строения межскважинного пространства верхнеюрских отложений кечимовского месторождения .67
3.1 Анализ результатов трассерных исследований 67
3.2 Оценка взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин различных фациальных зон пласта ЮВ1 на основе исследования показателей освоения Кечимовского месторождения .74
ГЛАВА 4 Рекомендации по методике изучения залежей нефти верхневасюганской подсвиты и проведению геологоразведочных работ на месторождении .
Основные выводы .94
Список использованных сокращений в тексте
Список использованных источников
- Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- Выделение малоамплитудный нарушений
- Анализ результатов трассерных исследований
- Оценка взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин различных фациальных зон пласта ЮВ1 на основе исследования показателей освоения Кечимовского месторождения
Введение к работе
Актуальность работы
Нижневартовский нефтегазоносный район является одним из крупнейших регионов нефтедобычи РФ. Верхнеюрский васюганский глинисто-песчаный комплекс, получивший распространение в этом районе остается одним из основных объектов восполнения сырьевой базы и поисков новых нефтяных залежей. Несмотря на полувековую историю изучения региона, вс ещ открыты вопросы о деталях строения васюганского комплекса.
Актуальность работы обусловлена решением задач определения литолого-фациальных неоднородностей отложений и влияния тектонических нарушений на формирование и сохранение залежей УВ.
Цель работы - выявление структурных и фациальных условий формирования и распределения залежей УВ в верхнеюрских отложениях (васюганская свита) северо-западного склона Нижневартовского свода с целью повышения достоверности прогноза.
Задачи работы:
Изучение структурно-тектонических особенностей формирования залежей нефти и газа в васюганской свите;
Выделение и исследование пространственного положения фаций верхней части васюганской свиты;
Исследование ФЕС отложений, приуроченных к различным литофациям;
Анализ результатов освоения залежей верхней части васюганской свиты.
Научная новизна результатов работы
Обоснована целесообразность применения метода трассирующих индикаторов для оценки макронеоднородности межскважинного пространства.
Доказано наличие тектонических нарушений, контролирующих распределение эффективных и нефтенасыщенных толщин.
Определен характер гидродинамических связей между зонами нагнетания и отбора в единых литолого-фациальных условиях в зависимости от наличия тектонических нарушений;
Установлено, что на характер распределения залежи УВ влияют как фациальный состав отложений, так и блоковое строение исследуемого участка недр.
Практическая значимость
Выполнена оценка взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин в зависимости от распределения фаций;
Выполнен прогноз границ тектонических блоков, разделяющих объекты разработки;
На основе представленных фациальных исследований, а также результатов изучений закачки радиоактивного агента в пласт проведена оценка неоднородности межскважинного пространства;
Обоснованы рекомендации по оптимизации доразведки и разработки участка залежи пласта ЮВі и предложен дифференцированный подход к их дальнейшему освоению;
Методические результаты исследования могут быть использованы геологическими службами в процессе освоения сходных месторождений, а также при уточнении их строения;
Обоснованы рекомендации по проведению ГРР на исследованном участке залежи.
Защищаемые положения:
-
Проведнный фациальный анализ позволил вывить и установить пространственное положение четырех типов фаций: фаций баровых тел, фаций краевых частей баровых тел, фаций прибрежных течений и лагунных фаций в верхнеюрских отложениях. Максимальная продуктивность связана с фациями баровых тел и фациями краевых частей баровых тел.
-
На основе структурно-тектонического и гидродинаического анализа выявлена система малоамплитудных дизъюнктивных нарушений северо-западного и северо-восточного направлений, оказывающих определяющее влияние на локализацию и ограничение залежей нефти и газа в монофациальных отложениях.
-
На основе структурно-фациального анализа и трассирования разрывных нарушений выполнен прогноз пространственной локализации участков с максимальной продуктивностью. Фациальная дифференциация продуктивного пласта ЮВ1 и наличие тектонических нарушений, делящих территорию на блоки, свидетельствуют о широком спектре изменения эффективных и нефтенасыщенных толщин. Анализ керна и данных ГИС свидетельствует о максимальных показателях ФЕС, характерных для типов фаций баровых тел и о хороших коллекторских свойствах фаций краевых частей баровых тел.
-
Доказана высокая информативность применения трассерных (индикаторных) исследований для выделения гидродинамических экранов. Применение метода стало ценным источником необходимой информации о макронеоднородности пластов, что, в совокупности с фациальными исследованиями, позволило предложить схему проведения геологоразведочных работ и мероприятия для оптимизации добычи нефти.
Личный вклад автора
В процессе написания работы автором была собрана,
систематизирована и проанализирована геолого-геофизическая и
промысловая информация по региону и объекту исследований, а также ряд литературных источников по теме исследований. Во время выполнения
работы автором был произведен анализ результатов исследования керна для ряда пробуренных скважин, изучены результаты сейсмических исследований территории, а также результаты интерпретации ГИС. Кроме этого, была выяснена история тектонического развития изучаемой территории, проведена фациальная дифференциация исследуемой части продуктивного пласта, протрассированы малоамплитудные нарушения, проанализирована работа ряда нагнетательных и добывающих скважин Кечимовского месторождения.
Апробация результатов работы
Основные положения исследования были представлены на
проходивших конференциях, таких как: «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации)» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2014), «Интеграция мировых научных процессов как основа общественного прогресса» (Казань, Общество науки и Техники, 2014), 69-ая Международная молоджная научная конференция «Нефть и газ – 2015» (Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015), Международная научно-практическая конференция "Интеграционные процессы в науке в современных условиях" (Казань, Научно-издательский центр Аэтерна, 2016).
Публикации
По теме диссертации было опубликовано 8 печатных работ, в том числе из них 3 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.
Структура и объм работы
Диссертационная работа изложена на 105 страницах, содержит 63 рисунка. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и списка использованных источников из 80 наименований.
Фактический материал
Основой работы послужили результаты геолого-геофизических исследований разведочных и эксплуатационных скважин, вскрывших юрские отложения на площади Кечимовского и Нонг-Ёганского месторождений, кроме того были задействованы результаты индикаторных исследований
скважин, а также промысловая информация, представленная в МЭРах (месячных эксплуатационных рапортах).
Автор выражает искреннюю благодарность за оказанную помощь при работе над диссертацией, за квалифицированные советы и консультации научному руководителю д.г.-м.н., профессору Лобусеву А. В., сотрудникам кафедры промысловой геологии нефти и газа имени И. М. Губкина, а также д.г.-м.н., профессору Керимову В. Ю., д.г.-м.н., профессору Кузнецову Н. Б., д.г.-м.н., профессору Постниковой О. В. за редакционные советы. Автор выражает глубокую признательность вице-президенту ПАО «ЛУКОЙЛ», генеральному директору АО «РИТЭК» Николаеву Н. М. за помощь в предоставлении данных.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Планомерные геолого-геофизические исследования в Среднем Приобье с целью поисков нефти и газа начаты в 1947 г. На первом этапе проведена геолого-геоморфологическая съмка масштаба 1:1 000 000, в сочетании с сейсмопрофилированием, электроразведкой ВЭЗ и опорным бурением. В 1957 г. изучаемая территория была покрыта аэромагнитной съмкой масштаба 1:200 000. В результате всех этих работ установлены общие закономерности геологического строения района, выявлен ряд крупных структурно-тектонических элементов, построены карты магнитного поля и схемы вещественного состава складчатого основания.
В частности, выявлен структурный элемент I порядка – Нижневартовский свод, а также ряд тектонических элементов II и III порядков, в пределах которых в последующем открыты залежи нефти. В 1967 году сейсмопартией 4/66-67 треста «Тюменьнефтегеофизика» выявлена Кечимовская структура. В 1979 году работами сейсмопартии 17/78-79 оконтурено Кечимовское и выявлено Восточно-Кечимовское поднятия.
В 1965-67 гг. по результатам работ сп. 13/65 и сп. 7/66-67 Ханты Мансийского геофизического треста выявлены Покачвское и Нонг-Ёганское поднятия, в пределах которых впоследствии открыты одноимнные месторождения нефти. Впервые предположение о наличии Кечимовской структуры сделано в отчте сп. 4/66-67 треста «Тюменьнефтегеофизика». Структура выделялась в центре Ярсомовского прогиба и являлась своеобразным «мостом» между Сургутским и Нижневартовским сводами. По опорному горизонту «Б» она оконтуривалась изогипсой -2700 м, площадь е составляла 170 км2, амплитуда 75м. Позднее, работами сп. 14/67-68 Кечимовское поднятие не подтвердилось. По горизонту «Б» на месте предполагаемой структуры изолинией -2825м был обрисован структурный нос. В 1976 году при повторной обработке сейсмических материалов Тумановым Н.Н. и др. вновь закартирован ряд структур, в числе которых подтверждено Кечимовское и выявлено Южно-Кечимовское поднятие. По итогам переинтерпретации геофизических материалов построена сводная структурная карта по горизонту «Б» масштаба 1:50000. Наряду с переобработкой уже имеющихся материалов происходила детализация структур полевыми методами и в зимний период 1976-1977 гг. сп. 7, 17/76-77 были оконтурены Кечимовское и Южно-Кечимовские поднятия.
На основании этих материалов в 1978 году на Кечимовской площади было поставлено поисковое бурение.
Начинается новый этап исследований – детальное изучение геологического строения и поиск структур III порядка. Этот этап характеризуется широким развитием площадных сейсморазведочных работ в сочетании с глубоким бурением.
Сп15/86-87 и сп 15/89 выполнены детализационные работы методом МОГТ масштаба 1:50000 с целью уточнения структурных планов отражающих горизонтов в пределах Кечимовского месторождения нефти.
В 1992-1994гг. (сп 1, 15/90; сп 1, 15/92) ПО «Татнефтегеофизика» на основе детализационных работ МОВ ОГТ было уточнено сейсмогеологическое строение изучаемой площади, а также выполнены детальные работы МОГТ с целью уточнения структурных планов в южной части Кечимовского месторождения. Уточнены контуры нефтеносности пластов АВ, БВ и ЮВ.
В 1998-2000гг. ОАО «Татнефтегеофизика» (сп 1/98, 1/99-01) проведены сейсморазведочные работы методом 2D масштаба 1:25000. Детально изучено строение зоны сочленения Нивагальского, Покачвского, Ключевого и Кечимовского месторождений. Построены карты по отражающим горизонтам, по кровле пластов АВ, БВ, ЮВ. Дана оценка перспектив нефтеносности отложений доюрского комплекса.
В зоне сочленения Кечимовского и Родникового месторождений сп 1/2000 отработано 4 профиля общей протяженностью 24,85 погонных км, а также переобработаны и переинтерпретированы сейсмические материалы прошлых лет. Закартирован восточный склон Родникового поднятия. В результате анализа волнового поля в интервале залегания палеозойских отложений выявлены специфические геологические формы, которые, возможно, связаны с потенциальными природными резервуарами углеводородов.
В 2001 году АО «Татнефтегеофизика» (сп 15/89, сп 1, 15/90) уточнены внешние контуры нефтеносности продуктивных пластов. Выявлены структуры III порядка: Сентябрьское, Пагурсынское, Малькъганское. Уточнены границы зоны развития аномального разреза баженовской свиты.
В 2003-2004 гг. сп 16/03 ОАО «Башнефтегеофизика» на Нивагальском ЛУ выполнены полевые работы, обработка и интерпретация сейсмической съмки 3D. В результате изучено геологическое строение нижнеюрских и доюрских комплексов отложений, выявлены и протрассированы основные отражающие горизонты, выделены нефтеперспективные объекты.
В период 2002-2003гг. Когалымский филиал ООО «ПетроАльянс Сервис Компани Лимитед» проводил сейсморазведочные работы методом 3D системой «крест» масштаба 1:25000 на Нонг-Ёганском месторождении. Последнее частично расположено на территории Кечимовского лицензионного участка и 50 км2 работ методом 3D проведены в пределах Кечимовского ЛУ. Общая площадь съемки 3D составила 142 км2. В результате изучено строение доюрского и нижнеюрского комплексов по 2 сейсмическим горизонтам (А-поверхность пермотриасового комплекса, А0- верхнетриасовый-нижнеюрский отдел), прослежены дизъюнктивные нарушения, осложняющие строение доюрского комплекса. Исследовано строение мезо-кайнозойского чехла по опорным горизонтам, закартированы локальные структуры Нонг-Ёганская-1, Нонг-Ёганская-2, Южно-Нонг-Ёганская и Средне-Нонг-Ёганская.
В 2005-2006 гг. компанией «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» проведены полевые работы в северной части Кечимовского участка сейсморазведочной партией №14 Ватьганской сейсмической экспедиции ОАО «Башнефтегеофизика». Площадь отработанного Кечимовского участка работ составила 255 км2. Согласно геологическому заданию, переобработке и переинтерпретации подлежал участок Нонг-Ёганского месторождения площадью в 73 км2, где полевые сейсморазведочные работы 3D выполнены Когалымской сейсморазведочной партией № 136 Когалымского филиала Сервисной Компании «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» в период 2002-2003 гг. С целью повышения кратности на восточной границе участка работ переобработан и переинтерпретирован участок в 95км2. Общая площадь исследований с учтом перекрытия составила 337,5 км2.
Выделение малоамплитудный нарушений
Термин «фация» (лат. «facies» - облик, лицо) используется в геологии уже порядка 150 лет. В отечественной науке этот термин стал известным благодаря Н. А. Головкинскому, который впервые использовал его в своей магистерской диссертации, опубликованной в 1865 году.
На сегодняшний день термин «фация» насчитывает более 100 определений: среда отложения пород со всеми е особенностями (рельефом, химическим режимом, органическим миром); осадок (горная порода), на всм свом протяжении обладающий одинаковым литологическим составом и заключающий в себе одинаковую фауну и флору; определнный тип осадочной породы, возникший в определнных же физико-географических условиях.
Определение ГИС-фаций, пространственное размещение песчаных тел осуществлялось с помощью результатов интерпретации геофизических исследований. Выявление на участке обстановки осадконакопления можно проводить с помощью разнообразных исследований, в том числе с помощью привлечением результатов исследований керна. С помощью этого анализа можно узнать цвет породы, гранулометрическую характеристику, текстуру. Единственное ограничение – это небольшой выход керна. Именно поэтому идентификация фаций на основе данных электрометрии скважин является на сегодняшний день наиболее оптимальным решением для решения необходимых задач.
Выделение и изучение фаций [24, 29, 32, 33, 36, 37] пласта ЮВ1 проходило на основе анализа искривлнности кривой ПС по методике, предложенной Муромцевым В. С. [45], а также анализа карт эффективных толщин (рисунок 2.1.1) пласта ЮВ1.
В процессе выполнения интерпретации записанным кривым были сопоставлены так называемые формализованные кривые ПС, форма которых была упрощена до простых геометрических фигур или их сочетаний. Простые аномалии имели вид элементарной геометрической фигуры: треугольника или четырхугольника. Сложные же аномалии включали в себя несколько геометрических фигур: например, треугольник и четырхугольник. В составе самих аномалий были также выделены кровельная, подошвенная и боковая линии.
Изучаемая верхняя часть разреза васюганской свиты сложена преимущественно песчаниками, алевролитами. Алевролиты серые, светло-серые, плотные, крепкие, средне и мелкозернистые, глинистые реже карбонатизированные. Песчаник светло-серый, плотный, крепкий, однородный, слюдистый. Максимальная эффективная толщина пласта в пределах изучаемого участка достигает 22,7 м в скважине 154П. В составе верхней подсвиты выделяют продуктивный пласт ЮВ1.
Фации баровых тел развиты в восточной и западной частях исследуемой территории. В центре этих тел фиксируются максимальные эффективные толщины. Форма кривой ПС стремится к цилиндрической. На площади данные фации были выделены в районе скважин 154П, 54Р, пробуренных на Кечимовском месторождении, а также в районе скважин 3109, 193Р и 186Р, пробуренных на Нонг-Ёганском месторождении. Фации краевых частей баровых тел развиты в основном в западной части исследуемой площади преимущественно на территории Кечимовского месторождения. Форма кривой ПС усложняется, подошвенная линия практически отсутствует. Вертикальная же е составляющая приобретает изрезанность. Наиболее крупнозернистая разность наблюдается в кровельной части пласта, затем к подошве зернистость уменьшается, возрастает степень глинизации.
По данным бурения скважин 170Р, 192Р в центральной, а также скважины 50Р в восточной части исследуемой территории развиты фации прибрежных течений. Эти течения могли возникать в прибрежной зоне, где в периоды штормов в результате волнового нагона морской воды к берегу, уровень воды находится выше, чем уровень открытого моря. Под действием гравитационных сил происходил отток избыточной воды, вынося песчаный материал в более глубоководные области. Анализирую аномалию ПС можно отметить чередование песчаных и глинистых пород.
В южной и восточной частях изучаемого участка представлена территория с неблагоприятными условиями осадконакопления, на которой получили развитие лагунные фации. Накопление отложений этой фации происходило при очень слабой подвижности толщи воды в придонном слое, что нашло сво отражение на диаграмме кривой ПС. Образование лагун в данном месте определило тем самым существенное снижение интенсивности накопления песчаного материала. Данная обстановка прослеживается в районе скважины 192Р, в ней по данным ГИС наблюдается отсутствие коллектора
Анализ результатов трассерных исследований
Метод трассерных исследований предназначен для детального изучения неоднородности межскважинного пространства [64]. Он основан на введении в нагнетаемые или пластовые флюиды специального индикатора, позволяющего контролировать перемещение пластовых и закачиваемых флюидов по пласту в различных направлениях.
В пределах изучаемой залежи выделяется участок, включающий в себя одну нагнетательную скважину (источник индикатора) и группу добывающих скважин (приемники индикатора). Введнный через нагнетательную скважину в пласт-коллектор индикатор с течением времени перемещается к добывающим скважинам, на устье которых через установленные промежутки времени производится отбор проб добываемой продукции. В пробах производится количественное определение содержания индикатора.
По результатам замеров концентрации индикатора по каждой добывающей скважине строится зависимость «концентрация индикатора — время». Указанная зависимость является первичным материалом для последующей обработки и интерпретации. Вид этой зависимости отражает как различные типы обводнения так и особенности геологического строения исследуемого пласта.
Поэтому первоначально по данным замеров концентрации индикатора в пробах производится построение графиков зависимостей «концентрация индикатора — время» для каждой добывающей скважины, включенной в исследование. Затем все зависимости совмещаются на одном графике (такое совмещение допустимо, поскольку согласно методике исследований используется единый источник индикатора). Затем проводят сравнительный анализ характеристик добывающих скважин, который включает в себя сопоставление пластовых давлений, дебитов воды, толщин пласта, обводннности продукции, расстояний между нагнетательной и добывающими скважинами.
В качестве трассирующего индикатора использованы водорастворимые, экологически чистые, тринатрийфосфат, роданистый аммоний, эозин, уранин. По итогам работ будут определены направления и скорости движения закачиваемой воды, выявлено количество интервалов фильтрации и их объем. Комплексный анализ материала позволит выявить зоны трещиноватости по площади залежи, а также выявить литологические или тектонические экраны.
Общеизвестно, что степень изученности территории Западно-Сибирского достаточно высока. Но, не смотря на это, перед учными вс ещ стоит ряд вопросов, требующих ответа. Один из таких вопросов – проблема наклонного водонефтяного контакта, которой в последнее время уделяется достаточно много внимания [23, 38]. Выбор ниже рассматриваемого участка обусловлен как раз разнящимися значениями абсолютных отметок водонефтяного контакта: -2272 м в северной части и -2276 м в южной части (рисунок 3.1.1) Рисунок 3.1.1 Структурная карта кровли пласта-коллектора ЮВ1
Для изучения неоднородности межскважинного пространства в скважину 4437 был закачан раствор с содержанием 25 кг индикатора уранина (рисунок 3.2.2) [79]. Рисунок 3.1.2 Схема закачки трассирующего индикатора. Кечимовское месторождение. Нагнетательная скважина № 4437 (по данным [79])
Наблюдение велось в скважинах №№ 54Р, 4036, 4038, 4409, 4422, 4430, в которых осуществлялся отбор проб. Индикатор был обнаружен в скважинах № 54Р, 4422, 4439 (рисунок 3.1.3). Рисунок 3.1.3 Диаграмма распределения выноса уранина по наблюдательным скважинам (по данным [79])
При этом 55% меченной индикатором воды распространяется в скважину № 4422 юго-западного направления, в северо-восточном направлении в скважину № 4439, распространяется 36% воды, меченной индикатором, скважина № 54Р вбирает в себя 9% поступающей жидкости в пласт.
Основное распространение меченной индикатором закачиваемой воды, происходит в северо-восточном и юго-западном направлениях по линии скважин №№ 4422 – 4437 (нагнетательная) – 4439 (рисунок 3.2.4). Очевидно, что нагнетательная скважина № 4437 оказывает влияние на три из восьми контрольных добывающих скважин.
Оценка взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин различных фациальных зон пласта ЮВ1 на основе исследования показателей освоения Кечимовского месторождения
Говоря о структурно-фациальных условиях формирования залежей УВ, нельзя не упомянуть о степени неоднородности дренируемого горизонта и последующей е оценке. По мере изучения части пласта были проведены широкомасштабные исследования для выявления нарушений, а также фильтрационной неоднородности в пределах однофациальных зон. Основой этого изучения послужил метод трассирующих индикаторов, основанный на закачке жидкости, меченной радиоактивным агентом в пласт, также дающий на количественном и качественном уровне оценить направление движение жидкости.
Общеизвестно, что положительный эффект поисково-разведочных работ существенным образом находится в зависимости от достоверности информации о мкостных и фильтрационных свойствах продуктивного пласта, о типе коллекторов, величинах запасов нефти и газа, об эффективности вытеснения углеводородов из горных пород. Ввиду сложности горнотехнических условий получение такой точной информации возможно лишь при использовании комплексного подхода с привлечением всех современных геологических методов исследования пластов и скважин. В последнее время для этих целей наряду с гидродинамическими, геофизическими, петрофизическими и другими способами стало возможным применение индикаторных методов, которые основаны на использовании меченых жидкостей.
Используемые методы закачки можно разделить на три группы. В первую группу индикаторных методов стоит отнести методы, основанные на прослеживании фильтрационных потоков между скважинами в пределах значительных объмов горных пород. Эта группа включает методы контрольных скважин, мечения нагнетаемой жидкости либо газа. С их помощью определяют направление пластовых жидкостей и нагнетаемой в залежи воды, а также истинную скорость этой воды, коллекторские свойства пластов в условиях естественного залегания. Также можно выявить распределение потоков по пластам и между отдельными скважинами, определить источники их обводнения, гидродинамическую связь по площади и разрезу залежей, установить неоднородность отложений, определить эффективность процесса вытеснения нефти и газа, степень влияния на него отдельных скважин и режима их нагнетания и дренирования.
Во вторую группу стоит отнести методы стационарного источника индикатора. В данном случае используется закачка меченой жидкости в прискважинную часть пласта и фиксирование изменения концентрации или местоположения индикатора.
Эти методы позволяют на любой стадии разработки залежей выявить в разрезе проницаемые или непроницаемые горизонты, определить профиль примистости скважин, установить качественные и количественные значения нефтеводонасыщенности горных пород, тип коллектора, идентифицировать степень анизотропии пластов, гидродинамическую связь между пластами и скважинами, выявить наличие заколонных перетоков.
Основой третьей группы методов является ввод меченой жидкости только в ствол скважины. С их помощью можно установить техническое состояние обсадных колонн, оборудования и колонн насосно-компрессорных труб, объм ствола скважины, находящейся в бурении. По изменению концентрации индикатора на забое скважины можно также определять такие составляющие фильтрационного потока, как: направление его движения, скорость и расход жидкости в пласте.
Основываясь на проведнном фациальном исследовании, выделении малоамплитудных дизъюнктивных нарушений и их роли в гидродимнамической сообщаемости частей залежи, а также выше приведенной оценке взаимодействия зон отбора и нагнетания различных фациальных групп, была отмечена низкая эффективность закачки в скважинах, принадлежащих к фациям краевых частей баровых тел, в свою очередь, высокая эффективность отмечена в случае, когда нагнетательная и добывающая скважины пробурены в фациях баровых тел.
С целью оптимизации системы освоения данного участка предлагается ограничение закачки в скважину 4419. Затем предлагается перемещение фронта нагнетания, посредством создания новых очагов заводнения, отмеченных на рисунке 4.1
С учтом изученности и освоенности залежей, а также плотности сетки и размещения эксплуатационных скважин, рекомендуется бурение в юго-восточной части объекта двух независимых разведочных скважин 17Р и 15Р, глубиной -2900 и -2800 м соответственно и с перфорацией объектов на основных глубинах -2760-2770 и 2770-2780 м соответственно.
Предлагаемые мероприятия необходимо использовать в комплексе с построением и актуализацией трехмерных геолого-гидродинамических моделей, которые, в свою очередь, являются основой для проектирования комплекса геолого-технологических мероприятий и мероприятий по регулированию процесса разработки.
Таким образом, дана методика изучения пласта индикаторным методом, а также с учтом выполненных исследований предложена схема проведения геологоразведочных работ, позволяющая повысить достоверность прогноза строения изучаемого объекта, а также предложены соответствующие мероприятия для последующей оптимизации добычи нефти.