Территория нефтегаз №2 (2005)

№
пп
Возбуждающая нагнетатель-
ная скважина
Реагирующая добывающая
скважина
Расстоя-
ние ме 
жду сква 
жинами
Расчет параметров пласта
№ скв
Q, м
3
/сут
Изменение 
режима
№ 
скв
Толщина 
пласта, м
Время ре-
акции, час
Р
пл
, ат
Пьезо 
провод-
н.,м
2
/с
Проницаемо 
сть,мД
1
1747
220
остановка
1766 7
10
450
220
1.41
12.2
2
1571
300
пуск
1590 24
48
476
273
0.33
2.7
3
1574
390
остановка
1554 5
108
968
254
0.60
42.4
4
1801
244
остановка
1784 6.8
35
500
235
0.50
47.2
Таблица 1
Рис. 5. Гидропрослушивание скважин Сугмутского месторождения

---

---

60
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 9 \\ сентябрь \ 2008
РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
прослушивания скважин – наиболее 
информативном методе ГДИ, позволя-
ющие прямо определять направления 
фильтрационных потоков в пласте, 
параметры пласта в межскважинных 
зонах, скорости распространения 
упругих волн в пласте. На Сугмутском 
месторождении выполнена серия ги-
дропрослушиваний, направленная 
на выявление особенностей работы 
продуктивного пласта в различных 
его зонах. Работы выполнялись в 
ноябре-декабре 1999 года. В табл. 
1 приведены некоторые результаты 
выполненных определений. 
Исследования выполнялись путем 
спуска манометров в остановленные 
(реагирующие) скважины на период 
более 10 суток. На рис. 5 приведены 
диаграммы давлений, полученные в 
результате проведенного комплекса 
исследований. В одной из рядом рас-
положенных скважин (возбуждаю-
щих) изменялся режим работы (как 
правило, это либо остановка, либо за-
пуск из бездействия нагнетательной 
скважины) и фиксирования аномалий 
в поведении давления на реагирую-
щих скважинах. При анализе и интер-
претации результатов исследований 
во всех расчетах пласт принимался 
однородным и бесконечным по про-
тяженности, а возбуждающая сква-
жина представлялась как «линейный 
источник».
При проведении операций в качестве 
возбуждающих выбирались нагне-
тательные скважины, а реагирую-
щих – остановленные обводненные 
скважины. 
Как видно, при расстоянии между 
скважинами 450-500 м сигнал после 
изменения режима работы нагнета-
тельных скважин дошел до реагирую-
щих через 10, 35, 48 часов соответ-
ственно в 1-м, 2-м и 4-м примерах. 
Пьезопроводность отличается в три 
раза. Значительное отличие пласто-
вых давлений в северной части зале-
жи (скв. 1571), где отмечается пере-
компенсация, от давлений, близких к 
начальному пластовому давлению, в 
средней части (скв. 1574) и понижен-
ных давлений в районе скв. 1747, где 
явно недостаточен режим поддержа-
ния пластового давления. Заметим, 
что по картам изобар, столь большое 
отличие в условиях разработки рас-
сматриваемых участков залежи не 
обнаруживается. 
В целом по результатам выполненных 
экспериментов удалось определить 
следующее: в северной зоне (пара 
скважин №№ 1574-1554) связь с выше-
расположенными скважинами весь-
ма слабая (возможно отсутствует); в 
северо-восточной зоне гидродинами-
ческая связь между скважинами в ме-
ридиональном направлении намного 
лучше, чем в широтном (пара скважин 
№№ 1571-1590); в центральной зоне 
скважины имеют хорошее сообще-
ние, и выработка запасов здесь идет 
наиболее активно, хотя отмечается 
некоторая недокомпенсация закач-
кой (пара скважин №№ 1747-1765); в 
восточной части центральной зоны 
пласта, где проводилось законтурное 
заводнение, связь со скважинами в 
широтном направлении отмечается, 
однако не столь активная как в цен-
тральной зоне (пара скважин №№ 
1801-1784); пластовые давления су-
щественно отличались по величине 
по площади месторождения с пере-
падом до 6 МПа, что свидетельствует 
о существенном различии коллектор-
ских свойств в разных частях место-
рождения и сильно отличающейся 
эффективности выбранной системы 

---