Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Механизмы повреждения околоскважинной зоны пласта и методы их анализа 10
1.1. Первичное вскрытие коллекторов и его продолжительность 10
1.2. Механизмы повреждения пласта 13
1.3. Физические процессы, протекающие в околоскважинной зоне пласта 16
1.4. Глинистая коркаи ее свойства 17
1.5. Зона кольматации 22
1.6. Зона проникновения фильтрата бурового раствора 26
1.7. Методы исследования параметров околоскважинной зоны 29
Глава 2. Моделирование влияния измененных фильтрационных свойств околоскважинной зоны на динамику начальной стадии добычи 38
2.1. Математическая постановка задачи 38
2.2. Анализ чувствительности на показатели загрязнения, очистки и добычи
2.2.1. Объем потерь фильтрата бурового раствора 49
2.2.2. Параметры внешней фильтрационной корки 50
2.2.3. Параметры зоны кольматации 52
2.2.4. Влияние перфорированных параметров 56
2.3. Моделирование динамики изменения фильтрационных свойств околоскважинной зоны 59
2.3.1. Миграции природных мелких частиц 60
2.3.2. Капиллярное расформировывала зоны проникновения
2.3.3. Изменение смачиваемости породы 65
2.4. Заключение к главе 66
Глава 3. Моделирование влияния измененных свойств околоскважинной зоны на отклик электрических зондов в неоднородных пластах 68
3.1. Математическая модель прямой задачи электрокаротажа 69
3.2. Численная реализация прямой задачи электрокаротажа 73
3.3. Проверка достоверности численных результатов задачи электрокаротажа 75
3.4. Влияние изменения свойств околоскважинной зоны на кажущееся сопротивление
3.4.1. Влияние объема потерь бурового раствора 81
3.4.2. Влияние капиллярного расформирования зоны проникновения 83
3.4.3. Влияние миграции природных мелких частиц
3.5. Оценка отклонения показаний БКЗ при изменении свойств ОЗП от данных палеток 86
3.6. Заключение к главе 93
Глава 4. Комплексная методика моделирования изменения свойств ОЗП 95
4.1. Единый подход к моделированию изменения свойств ОЗП 95
4.2. Практическое применение методологии 99
4.3. Заключение к главе 103
Заключение 104
Список сокращений 105
Список литературы 1
- Физические процессы, протекающие в околоскважинной зоне пласта
- Анализ чувствительности на показатели загрязнения, очистки и добычи
- Численная реализация прямой задачи электрокаротажа
- Практическое применение методологии
Физические процессы, протекающие в околоскважинной зоне пласта
С момента вскрытия продуктивных пластов в околоскважинной зоне скважины происходят процессы, приводящие к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств. Более того, происходят необратимые физико-химические, баротермические и другие процессы взаимодействия фильтрата и твердых компонет с пластовыми флюидами и породообразующими минералами пласта.
Изучению процессов изменения физических свойств пластов в ОЗП посвящены работы многих отраслевых, академических и вузовских специалистов и ученных Азаматова В.И., Ангелопуло O.K., Горбунова А.Т., Баренблата Г.И., Бермана Л.Б., Желтова Ю.П., Иванова М.М., Котяхова Ф.И., Мавлютова М.Р., Мамаджанова У.Д., Михайлова Н.Н., Мищенко И.Т., Орлова Л.И., Свалова A.M., Ручкина А.Б., Свихнушина Н.М., Хавкина А.Я., Христановича С.А., Эпова М.И, Яремийчука Р.С. и др., зарубежом - Abrams A., Bennion В., Bishop S.R., Civan F., Dewan J.T., Ferguson С.К., Fogler H.S., Hammond P.S., Holditch S.A., Khilar K.C., Klotz J.A., Krueger R.F., Outmans H.D., Ramakrishnan T.S. и др. Биологические процессы, например, введением бактериальных агентов в пласт при бурении и последующее образование полисахаридных полимерных осадков, которые снижают проницаемость. Таким образом, за время вскрытия призабойной зоны скважины могу происходить как физические, так и химические превращения. Ниже мы остановимся, в основном, на физических процессах, протекающих в призабойной зоне скважины в период первичного и вторичного вскрытия скважины, вызова притока, освоения и капитального ремонта.
Промывочная жидкость в процессе фильтрации из скважины в гранулярный пласт разделяется на дисперсную фазу и дисперсионную среду. Дисперсная фаза осаждается на зонах глинистой корки 1 и кольматации 2, а дисперсионная среда в виде фильтрата промывочной жидкости проникает в пласт, образуя зону проникновения фильтрата бурового раствора (рисунок 1.3.1). В процессе вытеснения нефти, газа, воды фильтратом в околоскважинной зоне образуется промытая зона и зона внедрения фильтрата глинистого раствора - зона проникновения.
Свойства глинистых корок изучались в связи с анализом прихвата бурильного инструмента, влиянием глинистой корки на качество цементирования скважин и вскрытия пластов [17, 40, 48, 57]. Начиная с 40-х годов прошлого столетия началось активное изучение физических свойств глинистой корки и влияния на ее свойства бурового раствора, условий бурения и промывки скважины [40, 57,76, 77, 93, 100, 104, 116, 125, 127, 146, 147, 149, 165, 166].
Для образования внутренней фильтрационной корки необходимо, чтобы буровой раствор содержал частицы, размер которых чуть меньше размера поровых отверстий в пласте. Эти частицы, называемые мостообразующими (сводообразующими), перекрывают наружные поры, после того некоторое число меньших частиц проникнет в поровое пространство пласта, а мостовая перемычка у наружных пор продолжает расти за счет отложения мелких частичек, и через несколько секунд в пласт будет поступать только жидкая фаза.
Физические свойства внешней фильтрационной корки определяются условиями ее формирования. Скорость фильтрации и увеличение толщины внешней фильтрационной корки зависят от возможности разрушения поверхности корки под воздействием жидкости или в результате механической эрозии, проявляющихся в процессе циркуляции бурового раствора в затрубном пространстве. Таким образом, принято выделять динамическую и статическую фильтрацию, соответственно [93].
В отсутствие циркуляции, т.е. при статическом режиме, потеря фильтрата бурового раствора и толщина корки увеличиваются пропорционально корню квадратному времени (и, следовательно, их рост замедляется). При этом режиме течения промывочной жидкости происходит только вглубь пласта. При динамическоской фильтрации наряду с движением промывочной жидкости в пласте имеет место циркуляция раствора в затрубном пространстве, приводящая к его движению вдоль оси скважины. В динамических условиях поверхность корки разрушается с определенной скоростью. Когда скорость роста фильтрационной корки становится равной скорости ее разрушения, толщина корки и скорость фильтрации сохраняются неизменными.
Толщина глинистой корки является определяющим фактором при возникновении осложнений, связанных с уменьшением радиуса скважины, чрезмерным вращающимся моментом, затяжками и прихватом из-за перепада давления, этому вопросу в литературе уделялось внимание в работах Б.В. Касперского [40] и У.Д. Мамаджанова [57]. Считается, что в стационарных условиях толщина глинистой корки пропорциональна фильтрационным потерям, поэтому достаточно определить потери. Фильтрационные потери снижаются с повышением содержания твердой фазы, а объем глинистой корки возрастает (рисунок 1.4.1).
Когда требуется определить толщину глинистой корки, образующейся в статических условиях, рекомендуется использовать метод, заключающийся в следующем: в фильтрационную камеру заливается небольшой объем бурового раствора; фильтрация прекращается в тот момент, когда отфильтруется весь раствор, так что в камере остается только фильтрационная корка. Момент времени, когда прекращается фильтрация, определяют путем наблюдения за объемом фильтрата через короткие промежутки времени и построения графической зависимости этого объема от корня квадратного продолжительности таких промежутков времени. Фильтрацию бурового раствора прекращают сразу после того, как график становится нелинейным. Общий объем отфильтрованного бурового раствора рассчитывается по суммарной массе фильтрата и внешней фильтрационной корки, деленной на плотность исходного раствора, затем по разности объемов отфитрованного бурового раствора и фильтрата определяют объем корки.
Анализ чувствительности на показатели загрязнения, очистки и добычи
На первом этапе было проведено моделирование влияния объема потерь бурового раствора на динамику добычи скважины с открытым стволом на раннем этапе (20 ч). Варьируя репрессию на пласт, были получены различные потери фильтрата бурового раствора: 0.08, 0.21, 0.55, 0.85 м3/м, что удовлетворяют малым и средним значениям потерь, соответствующим потере в терригенном коллекторе. На рисунке 2.2.1.1 приведены рассчитанные глубины проникновения и устьевые дебиты фильтрата бурового раствора (сплошные кривые) и пластового флюида (пунктирные кривые), которые указывают на значительное отличие времени очистки скважины от 6 до 12 ч при варьировании потерь. Следует заметить, что последние также значительно влияют на изменение установившихся дебитов пластового флюида, что объясняется различным скин-фактором, полученным при первичном вскрытии. Увеличение потерь в 10 раз (с 0.08 м /м до 0.85 м /м) приводит к снижению устьевого дебита нефти, установившегося после 20 ч, на 18 %.
В данном параграфе с помощью разработанной модели исследована зависимость потерь фильтрата бурового раствора от свойств внешней фильтрационной корки (частный случай, глинистая корка).
Концентрация свободообразующих частиц (5 %) и коэффициента интенсивности захвата Xt и мобилизации Хт задавались равными 500 м"1 и 5 м"1 соответственно. Данные расчеты проведены без учета циркуляции бурового раствора в стволе скважины.
Было проведено исследование зависимости накопленных потерь бурового раствора от основных параметров фильтрационной корки (ее проницаемости ктс и толщины hmc).
Изменение проницаемости и пористости внешней фильтрационной корки при изменении перепада давления на ней ктс(Артс) и д)тс(Артс) в системе уравнений (2.1.10) - (2.1.11) не учитывается. Следовательно, в процессе расчетов варьировалась проницаемость внешней фильтрационной корки, начиная с 0.1 мД и ниже. Результаты представлены на рисунке 2.2.2.1, где также приведена динамика роста глинистой корки. Фильтрационные потери снижаются с уменьшением проницаемости корки и ее ростом, наибольшая чувствительность наблюдается в диапазоне величин: ктс 0.03 мД. Б , /и
Далее с помощью разработанной модели исследована зависимость потерь фильтрата бурового раствора от свойств внешней фильтрационной корки, а также от интенсивности эрозии внешней фильтрационной корки за счет циркуляции бурового раствора в скважине (в лабораторных исследованиях данный эффект носит название "динамическая фильтрация").
На рисунке 2.2.2.2 представлены результаты расчета динамики роста внешней фильтрационной корки и распределение насыщенности фильтрата бурового раствора на конец бурения без циркуляции и с учетом циркуляции бурового раствора в скважине. Скорость циркуляции бурового раствора рассчитывалась, исходя из следующих параметров: наружный диаметр бурильной колонны 8.225 см, диаметр ствола 20.32 см, расход бурового раствора 19 л/сек [17]. Для сравнения на (рисунок 2.2.2.2.Б) представлены расчеты без внешней фильтрационной корки. Начальные ФЕС пласта не изменялись, а время бурения и репрессия на пласт были соответственно равны 3 ч и 1.3 МПа. Концентрация свободообразующих частиц и проницаемость внешней фильтрационной корки задавались равными 5 % и 0.05 мД. 0.9
В условиях динамической фильтрации рост фильтрационной корки ограничен эрозионным действием потока бурового раствора в скважине. В момент вскрытия пласта скорость фильтрации высока и фильтрационная корка растет быстро. Однако со временем ее рост замедляется. После того как скорость роста фильтрационной корки становится равной скорости ее эрозии, толщина корки стабилизируется на величине 1.56 мм. Для сравнения: без циркуляции она достигает 4.37 мм (рисунок 2.2.2.2 А).
Уравнение (2.1.8), описывающее интенсивность захвата и мобилизации компонент бурового раствора, включает несколько эмпирических коэффициентов, которые могут варьироваться в широком диапазоне в зависимости от литологического типа породы и состава бурового раствора [162].
В качестве примера рассмотрено несколько значений коэффициента захвата 250, 500 и 1000 м"1 при фиксированном коэффициенте мобилизации 5 м"1.
Моделирование динамики свойств зоны кольматации и показателей очистки пласта показало (рисунок 2.2.3.1), что уменьшение коэффициента захвата в 4 раза (от 1000 м"1 до 250 м"1) приводит к увеличению радиусу зоны кольматации на 10 см и росту потерь бурового раствора в 2.2 раза. Благодаря высокому значению коэффициента захвата (1000 м"), увеличивается время прихода первой нефти на 0.8 ч и скин-фактор на 4, но доля добытого фильтрата бурового раствора увеличилась на 5 % после 10 ч добычи (рисунок 2.2.3.2). Как видно из результатов, коэфициент захвата в основном значительно вилияет на показатели бурения.
Результаты анализа чувствительности характерных показателей бурения, очистки и добычи, представленные на рисунке 2.2.3.4 - 2.2.3.5. На загрязнение околоскважинной зоны, образование зоны кольматации и проникновение фильтрата бурового раствора, в существенной мере влияют свойства самого пласта (гидропроводность), а также свойства бурового раствора, такие как концентрация твердой фазы бурового раствора и ее коэффициент захвата. Показатель очистки, накопленной добычи нефти при обводненности 5%, для скважины с открытым забоем в большей степени влияют свойства бурового раствора (его ОФП и концентрацию твердой фазы), что показано на рисунке 2.2.3.5.А. На установившуюся продуктивность скважины (рисунок 2.2.3.5.Б) значительно влияет коэффициент захвата, как было еще упомянуто ранее. Таким образом, при изменении коэффициента захвата на ± 5% радиус зоны кольматации (после бурения) и установившаяся продуктивность скважины (на 24 ч; в данном случае, установившийся режим) изменится на ± 2.5 - 3 %.
Численная реализация прямой задачи электрокаротажа
Электрические поля в разнородных средах изучены аналитически только для сравнительно ограниченного числа наиболее простых случаев залегания пород отличного УЭС. При остальных, даже сравнительно несложных, неоднородностях, как, например, в простейшем случае пласта ограниченной мощности, пересеченного скважиной, заполненной раствором УЭС р0, отличающегося от УЭС пласта pres, аналитическое решение задачи оказывается трудными. Методика решения задач электрометрии в двух- и трехмерных пространствах сложного строения, впервые разработанная лабораторией электромоделирования Московского нефтяного института им. И.М.Губкина, основывается на экспериментальном сеточном моделировании при помощи электроинтегратора, в результате чего были получены специальные палетки [19].
Численные результаты моделирования задачи электрокаротажа сравнивались с данными палеток (рисунок 3.3.2) для КС [19] с учетом влияния скважины (А), конечной толщины пласта (Б) и наличия зоны проникновения фильтрата бурового раствора (В). Результаты сравнения численного моделирования и палеток потенциал-зонда представлены в виде отношения КС пласта к сопротивлению бурового раствора р/ро относительно L/dw. Под L подразумевается размер зонда, а под dw - диаметр скважины. Результаты численного моделирования отмечены точками, данные палеток представлены сплошными кривыми. Шифр палеток на рисунке 3.3.2. А и Б равен отношению истинного сопротивления (ИС) пласта pres к сопротивлению бурового раствора в скважине р0. Шифром палеток на рисунке 3.3.2. В является величина U=(pdam-Pres) /Pmf ln(D/dw), называемого параметром эквивалентности кривых БЭЗ, или, что то же самое, величиной дополнительного радиального сопротивления области проникновения фильтрата бурового раствора Pdam (диаметром D) отнесенного к УЭС фильтрата рт/, заполняющего скважину диаметром dw=0.2.
Сравнение результатов численного моделирования электрокаротажа и палекток потенциал-зонда: А - БЭЗ-1-ПЗ; Б - БЭЗ-ПЗ для пластов конечной мощности высокого сопротивления (h/dw=\0; РщгРсЬуУ, В - БЭЗ U-10-ПЗ (pWpmrl) Для верификации исследовательского кода также проводилось сопоставление численных расчетов с аналитическим радиальным распределением УЭС, концентрации соли и электропроводимости, полученным с использованием метода характеристик [151]. Рассматривался одиночный пласт с проницаемостью 7.5 мД и пористостью 0.2, вскрытого в течение 24 ч. Шаг сетки по радиусу составлял 5 мм. Отношение вязкостей равнялось 5 (///=1 сПз). Сравнение представлено на рисунке 3.3.3., где под (Б) показан профиль электропроводности при нейтральном проникновении при концентрации соли в фильтрате бурового раствора 200 г/л и пластовой воде 80 г/л, (В) - при понижающем проникновении при концентрации соли 40 г/л в фильтрате и пластовой воде 250 г/л.
Для построения вертикального КС широко применяется теоретическая методика [19], строящаяся для идеальных зондов, сравнение численных результатов с которой представлено на рисунке 3.3.4. Определения КС с использованием идеальных потенциал- и градиент-зондов расчитывается по следующим формулам соответственно:
Рассматривалась система 3-х пластов общей толщины 10 м и радиусом контура питания 100 м. Фильтрационно-емкостные свойствами отдельных пластов представлены в таблице 3.4.1.2. Для моделирования использовалась разностная сетка, неоднородная по радиусу (минимальное значение вблизи скважины 0.02 м) и однородная по вертикали. Число узлов сетки составляло 70 и 400 соответственно.
Концентрация солей в пластовой воде и фильтрате бурового раствора равнялись 100 и 40 г/л соответственно, при этом удельная электрическая проводимость пластовой воды и бурового раствора составляли 21 и 10 См/м. Диаметр скважины составлял 0.2 м, а репрессия на пласт в процессе бурения - 18 % от пластового давления. Время бурения заданного интервала толщин варьировалось от 5 ч до 1.5 сут, при этом потери фильтрата бурового раствора в нефтенасыщенный продуктивный пласт составляли Qioss= 0.08 - 0.21 м /м.
Объем потерь фильтрата бурового раствора влияет на время очистки скважины и ОЗП, а также на время прихода первой нефти на устье скважины в процессе освоения. С другой стороны объем потерь отражается на распределении УЭС по радиусу (рисунок 3.4.1.1. В) и КС (рисунок 3.4.1.1. Г). На рисунке 3.4.1.1.Г. представлены результаты расчетов для градиент-зонда (A0.4M0.1N) размером 0.45 м при разных потерях и в отсутствии их (пунктирная кривая), а на рисунке 3.4.1.1.Д. - для типичных градиент-зондов БКЗ при фиксированных потерях 0.17 м7м и в отсутствии их (пунктирная кривая). Размеры градиент-зондов составляли: 0.45 (A0.4M0.1N), 0.85 (A0.8M0.1N), 2.25 м (A2.0M0.5N). При этом отношение размера зонда к диаметру скважины (L/dw) в этих случаях равнялось: 1.125; 2.125; 5.625.
В коллекторах с высокой проницаемостью и пластовым давлением фильтрат бурового раствора практически полностью вытесняется на стадии освоения скважины, поэтому ухудшение коллекторских свойств за счет влияния насыщенности остаточного фильтрата носит лишь временный характер [17]. Однако в коллекторах с низким давлением и проницаемостью, капиллярное давление играет важную роль, и эффект насыщенности остаточного фильтрата оказывает существенное влияние на изменение фильтрационно-емкостных свойств ОЗП.
Рассмотрены два случая первичного вскрытия гидрофильного пласта с поглощением фильтрата бурового раствора во время бурения. В первом из них бурение велось без простоя скважины; во втором - с простоем в течение 5 сут. Предполагается, что при простое скважины гидродинамический градиент давления отсутствует, однако имеет место капиллярное расформирование ЗП смачивающей фазы (в рассматриваемых случаях - фильтрата бурового раствора). Потери фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт после первичного вскрытия составляли Qioss= 0.17 м /м.
Согласно выполненным ранее расчетам, влияние капиллярного давления приводит к "расплыванию" фронта насыщенности проникшего фильтрата бурового раствора и концентрации соли около 45 см при простое скважины на 5 сут. (рисунок 3.4.2.1.А и Б). На рисунке 3.4.2.1.Г представлены результаты КС пласта, полученных для типичных зондов БКЗ. Влияние капиллярного расформирования при простое скважины в течение 5 сут. увеличивает КС на 38 % для зонда глубинности 0.45 м и на 26 % для зонда 2.25 м соответственно, что соизмеримо с влиянием зоны проникновения.
Практическое применение методологии
Четвертая глава посвящена разработке комплексной методики моделирования изменения свойств ОЗП и определению возможных механизмов повреждения пласта, что частично отражено в защищаемом положении 3. Представлен единый подход к гидродинамическому и геофизическому моделированию, блок-схема для диагностики механизмов изменения свойств ОЗП, а также пример практического применения данной методики для исследования на полевом случае.
В качестве входных параметров для гидродинамического и геофизического моделирования используется информация о пластах, насыщающих их флюидах, скважине и ее работе. Данную информацию можно классифицировать следующим образом: 1) Геологические особенности (глубина залегания пластов, пластовое давление, эффективная толщина); 2) Фильтрационно-емкостные свойства пластовой системы (ОФП, PVT-данные, минерализация флюидов, кольматирующие свойства бурового раствора); 3) Технологические параметры (условия вскрытия пластов и эксплуатация скважины); 4) Технические параметры (размеры скважины и конструкция забоя).
Основные свойства флюидов изменяются в зависимости от давления и температуры. Обычно они определяются в ходе лабораторных исследований проб пластовых жидкостей, результаты которых представляют в виде таблиц. Кольматирующие свойства бурового раствора также определяются из лабораторных экспериментов на образцах керна [162]. Технологические параметры включают: время вскрытия пласта, величины репресии и депрессии на пласт, дебит скважины. Под техническими параметрами подразумевается: конструкция забоя, интервал и интенсивность вскрытия пласта, открыты или закупорены перфорационные каналы.
Представим единый подход к моделированию изменения свойств ОЗП на модельном примере с поглощением фильтрата бурового раствора во время бурения с учетом и без учета миграции мелкодисперсных природных частиц. Рассмотрим трехпластовую систему общей толщиной 8 м с одним продуктивным нефтенасыщенным пластом толщиной 4 м и абсолютной проницаемостью 50 мД (рисунок 4.1.1.А), ОФП представлениы на рисунке 4.1.1.Б. Скорость бурения и репрессия на пласт составляли соответственно 20 м/ч и 3 МПа. Концентрация свободообразующих частиц бурового раствора и природных частиц задавалась равной 10 %. УЭС бурового раствора и истиной сопротивление пласта равнялись соответственно 1 и 20 Ом м.
Потери фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт после первичного вскрытия составляли Qioss= 0.25 м /м без учета миграции природных частиц и0.17 м/м - с учетом. В результате проведенного гидродинамического и геофизического моделирования получаем распределение насыщенности, относительного снижения проницаемости и УЭС пласта после бурения (рисунок 4.1.2.) и в процессе освоения, а также показания электрического каротажа (рисунок 4.1.3.) и потери бурового раствора после бурения и дебиты во время освоения скважины (рисунок 4.1.4.).
Распределение после бурения (Ар = 30 атм; v6yp = 20 м/ч; Cpart= 10 %): водонасыщенности (А); относительного снижения проницаемости (Б); УЭС продуктивного пласта (В)
Методология диагности повреждения свойств ОЗП, представлена в виде блок-схемы на рисунке 4.1.5. Данная методология заключается в том, что реальные потери фильтрата бурового раствора сравниваются с расчитанными на околоскважинном гидродинамическом симуляторе, математический аппарат которого описан в главе 2. При их несоответствии проводится вариация наиболее чувствительных параметров модели (метод анализа чувствительности описан во втором разделе главы 2).
Вследствие большого количества варьируемых параметров, данная задача может иметь не единственное решение. Для сужения области возможных решений проводится сопоставление данных трехслойных палеток с рассчитанными показаниями КС, подтвержденными фактическими показаниями электрического каротажа. В случае несоответствия численных и реальных показаний проводится адаптация модели (корректировка входных переменных для решения задачи электрокаротажа). По результатам сопоставления численных и данных палеток возможно определить механизмы повреждения пласта. После чего проводится сравнение результатов расчетов освоения скважины с полевыми данными.
Результаты представленного гидродинамического и геофизического моделирования могут быть использованы для определения возможных механизмов повреждения пласта и степени изменения свойств ОЗП, а также обоснования выбора оптимального метода обработки ОЗП и прогнозировать последующую добычу углеводородов.
Использование методики продемонстрировано на примере обработки литературных данных для скважины [169], пробуренной на месторождении Ближнего Востока. С помощью сопоставления рассчитанных гидродинамических и полевых данных, а также рассчитанных показаний электрокаротажа и реального КС уточнены глубины проникновения и механизмы поражения пластов.
Исходные данные для модели были взяты с соответствием работы [169]. Пористость и водонасыщенность (рисунок 4.2.1.) для данного интервала были получены из интерпретации промыслово-геофизических данных. На рисунке 4.2.1. зеленым выделен интервал, на котором проводились ГДИС с помощью пробоотборника MDT. На рисунке 4.2.2. и в таблице 4.2.1. представлены исходные данные для гидродинамической модели ОЗП. ОФП были взяты из работы [169].