Анализ выполнения программы исследовательских работ
На месторождении в 2011-2012 г.г. выполняется программа исследовательских работ (в том числе доразведки), утвержденная в протоколе ЦКР Роснедра № 5311 от 26.12.2011 г. [31] по рассмотрению«Дополнения к технологической схеме разработки Гремихинского нефтяного месторождения Удмуртской республики» [6].
С целью контроля технологических параметров работы скважин и физико-химической характеристики пластовых флюидов еженедельно выполняются замеры дебитов жидкости в добывающих и приемистости в нагнетательных скважинах, а также выполняется отбор проб с устья и лабораторный анализ с целью определения обводненности продукции.
С целью контроля энергетического состояния залежи выполняются замеры динамического и статического уровней, пластового и забойного давлений. Для оценки добывных возможностей скважин и пластов выполняются КВУ, КВД и КПД. В связи с применением на башкирском ярусе тепловых методов воздействия на пласт контролю пластовых температур уделяетсябольшое внимание.Контроль за изменением пластовой температуры ведется путем периодического снятия термограмм в контрольных и наблюдательных скважинах, снятия термограмм при проведении ГТМ в добывающих и нагнетательных скважинах, а также путем фиксирования температуры добываемой жидкости на устье добывающих скважин и температуры закачиваемых агентов на устье нагнетательных скважин. В таблицах 5.27-5.28 представлено выполнение исследований за период 2008-2012 г.г.
Таблица 5.27 – Выполнение плана гидродинамических исследований
Таблица 5.28 – Выполнение промысловых исследований
Выполняемые на месторождении промыслово-геофизические исследования способствуют качественному подбору скважин, снижению рисков обводнения и недостижения ожидаемого эффекта от проведения геолого-технических мероприятий.
За период 2008-2012 г. г. на месторождении было проведено 821 исследование по 499 добывающим скважинам,514 исследований по 202 нагнетательным скважинам,23 исследования по 14 скважинам контрольно-пъезометрического фонда и 63 исследования по пяти поглощающим скважинам.
Наиболее часто применяемые виды исследований, проведенные за этот период в добывающих и нагнетательных скважинах, приведены в таблице 5.29. Наибольший объем исследований связан с определением профиля приемистости (притока). Проведен большой объем исследований по определению характера насыщения, что связано с планируемыми переводами скважин на вышележащие объекты и выполнением работ по дострелу неперфорированных пропластков и изоляцией обводнившихся интервалов перфорации. Существенное внимание уделялось оценке технического состояния скважины и качеству контакта цементного камня с колонной и породой. В связи с использованием тепловых методов выполнены исследования по контролю терморежима продуктивных пластов.
Таблица 5.29– Объем проведенных ПГИС по контролю за разработкой (2011-2012 г.г.)
| Наименование | Количество исследований | |
| Добыв. | Нагн. | |
| Определение профиля приемистости/притока | ||
| Определение источника обводнения | - | |
| Определение характера насыщения | ||
| Контроль терморежима | ||
| Определение качества цемента (цементного камня) | ||
| Определение технического состояния колонны | ||
| Контроль за сохранностью пресных вод хозяйственно-питьевого назначения |
За период 2008-2012 г.г. на месторождении были проведены62 гидродинамических исследования:
– по верейскому объекту 7 исследований в 7 скважинах;
– по башкирскому объекту 43 исследования в 42 скважинах;
– по визейскому объекту 12 исследований в 12 скважинах.
Результаты гидродинамических исследований представлены в таблице5.30 и в табличном приложении П.5.2.
Таблица 5.30 – Результаты гидродинамических исследованийэксплуатационных скважин за период 2008-2012 г.г.
| Наименование | Количество | Интервал изменения | Среднее значение | |
| скважин | измерений | |||
| Дебит нефти, м3/сут | 0,3-14,5 | 2,8 | ||
| Обводненность, % | 12-100 | 76,0 | ||
| Продуктивность, т/(сут атм) | 0,009-9,965 | 0,704 | ||
| Проницаемость, 10-3мкм2 | 0,1-165,0 | 29,8 |
За период 2011-2012 г.г. на месторождении керн не отбирался.
За период 2011-2012 г. г. с целью уточнения коэффициентов вытеснения нефти были проведены лабораторные исследования вытеснения нефти водой из моделей пластов. Результаты экспериментов позволили уточнить как обобщенные зависимости по всем месторождениям Удмуртии, так и собственно по Гремихинскому месторождению. На керне Гремихинского месторождения дополнительно проведено девять экспериментов, из них семь– по башкирскому ярусу и два– по верейскому горизонту.
В 2011 году отобраны и исследованы две пластовые пробы нефти с башкирского объекта (скв. 631). Учитывая, что эта скважина расположена в зоне, где давно ведется разработка, и имеется большая вероятность нарушения начальных PVT свойств, данные по этой скважине были исключены из определения параметров нефти.
В 2012 году отобраны и исследованы три поверхностные пробы и одна проба пластовой нефти турнейского объекта (скв. 1524). Проба пластовой нефти отбиралась сразу после обработки скважины горячей нефтью, поэтому признана некондиционной.
С целью доразведки на месторождении проведены 3D-сейсморазведочные работы в объеме 62 км2: в 2010 году выполнены полевые работы, в 2011 году выполнена интерпретация полученных сейсмических материалов. На основании материалов этих работ в 2011-2012 г. г. выполнен новый подсчет запасов и ТЭО КИН [3].
Таким образом, в целом, программа исследовательских работ (в т. ч. доразведки), утвержденная в протоколе ЦКР Роснедра № 5311 от 26.12.2011 г. [31], на месторождении выполняется.