37. АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ПОКАМАСОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С УЧЕТОМ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНОЙ МОДЕЛИ

Покамасовское нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской обл. Открыто в 1972 г. Разделено на 2 лицензионных участка: право- и левобережный. Правый берег разрабатывается с 1986 г., левый – с 1988 г.

В тектоническом отношении Покамасовское месторождение относится к структуре II порядка - Локосовский структурный мыс, выделенного на северо-западном склоне Нижневартовского свода расположенного в пределах надпорядковой структуры - Хантейского мегасвода.

Залежь нефти пластово-сводовая, приурочена к терригенным коллекторам верхней части васюганской свиты (горизонт ЮВ1). Породы-коллекторы пласта ЮВ11 представлены плотными мелко и среднезернистыми песчаниками и песчано-глинистыми алевролитами. В разрезе выделяют два подсчетных объекта: ЮВ11а и ЮВ11б, верх разреза (пачка «а») представлен лучшими ФЕС и более высокой продуктивностью.

Результаты промыслово-геологических исследований (ИД и КВД) и динамика показателей разработки показывают, что движение пластового флюида происходит по двум средам с разной скоростью фильтрации: трещинам и порам. При повышении депрессии индикаторные диаграммы приближаются к оси ?Р, а дебиты скважин уменьшаются. Проницаемость трещин в 100-1000 раз больше, чем пор, поры не обеспечивают производительности трещин и отключаются [1,2].

Дисбаланс закачиваемой и добываемой жидкости и применение ГРП способствуют раскрытию естественных трещин и появлению новых - техногенных. Перекомпенсация жидкости на Левобережном ЛУ достигает 250%, на Правобережном ЛУ – 400%. На Покамасовском месторождении (на обоих ЛУ) максимум уровня добычи нефти достигается на 5-6й год эксплуатации, после чего следует его падение в 3-5 раз и рост обводненности в 3-4 раза (в настоящее время более 90%).

При высоком уровне добычи и больших депрессиях (>5МПа) пласт вырабатывается только по латерали. Термометрией установлено, что неперфорированные пропластки при наличии глинистых прослоев толщиной более 1м, не включаются в работу. Таким образом происходит первоочередная выработка высокопроницаемых коллекторов (пачки «а») с ускоренным продвижении воды по пласту. Что приводит к быстрому обводнению продукции и изоляции остаточных запасов в низкопроницаемых поровых коллекторах [1,2].

В результате изменения фильтрационно-емкостной модели залежи используемая система разработки и применяемые методы повышения нефтеотдачи не дают искомого результата.
Для поддержания уровня добычи, нормализации обводненности и повышения КИН необходимо определить положение остаточных запасов нефти с учетом новой фильтрационно-емкостной модели залежи. По карте текущих значений нефтенасыщенных толщин найдем участки, наименее затронутые процессом разработки. На Левобережном ЛУ это 3, 4, 8, 9, 10 блоки, на Правобережном ЛУ – отдельные участки в 1, 2, 3 блоках. В разрезе – это нижняя часть пласта ЮВ11 – пачка «б». Для выравнивания профиля притока и подключения низкопроницаемых коллекторов эффективными будут методы: дострел интервалов перфорации, зарезка боковых горизонтальных стволов (ЗБГС), закачка гелевых растворов в высокопроницаемые коллектора, контроль объемов закачиваемой жидкости.

Таким образом, на основе фильтрационно-емкостной модели проанализирована выработка запасов Покамасовского месторождения и предложены методы по увеличению нефтеотдачи пласта и нормализации показателей разработки ЮВ11.

Литература
1. Попов И.П. Об универсальности модели залежи углеводородов и повышении эффективности их разработки. НТЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1993, №11-12, с.40-44.
2. Попов И.П. Основные направления повышения эффективности поисков, оценки и разработки месторождений Западной Сибири. Нефтяное хозяйство. 1995, №9, с.21-23.

Научный руководитель: Попов И.П., профессор, доктор г.м.н.