“ВЛИЯНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ НА ХАРАКТЕР И СТЕПEНЬ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА”

(конспект лекции проф. Г.М.Золоева)

Золоева Галина Михайловна

доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры Геофизических информационных систем РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, член-корреспондент РАЕН, член Европейско-Азиатского Геофизического Общества (ЕАГО).

В 1964 г. закончила МИНХ и ГП им.акад. И.М.Губкина. С 1966 г. по настоящее время работает в Российском Государственном Университете нефти и газа им.акад. И.М.Губкина (МИНХ и ГП, МИНГ, ГАНГ).

специалист в области комплексной геологической интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС), изучения сложнопостроенных коллекторов нефти и газа, использования данных ГИС при контроле за разработкой месторождений нефти и газа.

является одним из авторов методики изучения фильтрационно-емкостной неоднородности залежей, позволяющей осуществлять оценку нефтегазоизвлечения, прогнозировать и выявлять в продуктивной толще участки с невыработанными запасами углеводородов. Предлагаемая концепция является методической основой для рекомендаций и предложений добывающим объединениям с целью повышения эффективности разработки на разных этапах эксплуатации месторождений.

внедрение выполненных разработок осуществлено на ряде крупных нефтяных и газовых месторождениях России и за рубежом (Туймазинское, Ромашкинское, Староминское, Ленинградское, Белый Тигр).

автор и соавтор более 60 печатных работ, среди которых 5 монографий, ряд научно-технических обзоров и методических рекомендаций, утвержденных Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых. Лауреат премии имени академика И.М.Губкина (1996 г.).

ВВЕДЕНИЕ

Одним из основных показателей разработки месторождений нефти и газа является коэффициент извлечения. Его величина во многом зависит от степени однородности продуктивного разреза. Изменчивость свойств коллекторов по разрезу и площади обуславливает неравномерность выработки запасов и получение низких величин коэффициента извлечения углеводородов.

Располагая информацией о неоднородности фильтрационно-емкостных свойств ФЕС, можно прогнозировать характер обводнения продуктивных пластов, выявлять в продуктивной толще участки с невыработанными запасами нефти и газа.

Учет ФЕС и неоднородности разреза по этим свойствам при регулировании процессов отбора углеводородов и заводнения, бурении уплотняющей сетки скважин на участках с высокими остаточными запасами будет способствовать увеличению коэффициента извлечения.

Обобщение теоретических и экспериментальных исследований в области изучения геологической неоднородности и нефтегазоизвлечения продуктивных пластов геофизическими методами, проведенное в РГУ нефти и газа им.акад.И.М.Губкина, позволило создать методику изучения фильтрационно-емкостной неоднородности залежей нефти и газа. Внедрение последней в практику позволяет существенно повысить эффективность разработки нефтяных и газовых залежей.

1. ПРЕДЛАГАЕМЫЕ КОЛИЧЕСТВЕННЫЕ КРИТЕРИИ ИЗУЧЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ

Для определения геологической неоднородности предложено много показателей, характеризующих макро- и микронеоднородность пластов.

Среди параметров, определяющих макронеоднородность, наиболее распространены следующие: коэффициент относительной песчанистости, коэффициент расчлененности, коэффициенты выклинивания и выдержанности. Последние два позволяют оценить прерывистость пластов. Определение вышеперечисленных параметров проводится с использованием методов ГИС, которые в первую очередь выявляют послойные различия в физических свойствах пород.

При определении перечисленных коэффициентов учитывается толщина прослоев-коллекторов или их доля в разрезах скважин. Неоднородность же фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, являющаяся определяющим фактором при разработке залежей, не учитывается совсем.

Для количественной оценки вертикальной неоднородности по некоторому физическомц параметру используют совокупность числовых значений этого параметра, относящихся к достаточно малым, последовательно расположенным интервалам глубин. Для данной совокупности рассчитывают обобщенные статистические характеристики, такие как среднее значение параметра Х, среднее квадратическое отклонение , коэффициент вариации W, среднее абсолютное и вероятное отклонение. К такого же рода характеристикам относится и коэффициент Лоренца Клор, широко используемый в зарубежной практике.

При изучении степени однородности объекта по геолого-геофизическим данным несомненный интерес представляет использование энтропии Н[X], определяемый по формуле

Н[X]=-, где

k- число интервалов группирования ряда распределения параметра Х; - вероятность попадания результата неблюдения в i- тый интервал группирования.

В отличие от и W, характеризующих интенсивность проявления неоднородности, энтропия может рассматриваться в качестве прямой меры неоднородности геологического тела. Иллюстрацией к сказанному могут служить данные, приведенные в табл.1.

Таблица 1

Результаты расчета количественных характеристик неоднородности

для условных пластов

Пласт	Вариант	Число возможных значений Кп	Распреде-ление Кп по разрезу, %	Кп, %	Кп	Wкп	Н[Кп]	Р	И	РИ
1		2	2, 10	6	4,00	67	0,69	2	1,33	2,66
2	а	4	2, 8, 4, 10	6	3,16	53	1,10	4	1,33	5,32
	б	4	2, 7, 5, 10	6	3,05	51	1,10	4	2,00	8,00
3	а	6	2, 4, 7, 5,10, 8	6	2,64	44	1,79	5	2,33	11,65
	б	6	2, 4, 8, 3, 10, 9	6	3,11	52	1,79	5	3,17	15,85

Рассмотрены три условных пласта, в которых коэффициенты пористости изменяются в пределах от 2 до 10%. В первом пласте число возможных значений Кп равно двум, во втором - четырем и в третьем - шести. Толщина всех пластов одинакова и равна 1 м. Для второго и третьего пласта выбраны по два варианта ( а, б ) распределений Кп.

Как видно из приведенной таблицы, средние значения Кп во всех пластах одинаковы и равны 6%. Значения среднего квадратического отклонения и коэффициента вариации уменьшаются от первого к третьему пласту, хотя, очевидно, что неоднородность пластов увеличивается в этом же направлении. Здесь проявляется преимущество такого показателя, как энтропия. Её значение минимально в первом пласте и максимально в третьем, являющемся самым расчлененным по пористости.

Перечисленные выше числовые характеристики (, , W , Клор и др.) отражают статистическое распределение значений физического параметра в исследуемом объекте, но не учитывают характера его расчлененности и степени изменчивости данного свойства по разрезу. Например, для интервалов глубин, в которых значения параметра распределены по разрезу так, как показано на рис. 1, величины , , Wx и Клор одинаковы. В то же время эти интервалы существенно отличаются друг от друга степенью их расчленения.

Рис.1. Участки разреза с близкими значениями , sx, Wx, коэффициента Лоренца, но с различной расчлененностью

Разрезы, представленные на рис. 2, имеют одинаковую расчлененность. Однако интенсивность изменения параметра по разрезу в них существенно различается.

Рис. 2. Участки разреза с одинаковыми коэффициентами вертикальной расчлененности, но с различной вертикальной изменчивостью

Для учета неоднородности такого вида, типичной для большинства геологических разрезов, предлагаются следующие количественные характеристики.

Коэффициент средней вертикальной расчлененности объекта

Р = n / H,

где n - число экстремумов на диаграмме изменения параметра ;

H - интервал глубин, на котором это число подсчитано. Коэффициент P имеет размерность 1/м и характеризует среднюю частоту чередования по глубине слоев с разными свойствами;

Коэффициент средней вертикальной относительной изменчивости

И = i H = i+1-i H

представляет собой сумму модулей относительных изменений параметра , приходящихся на единицу мощности, или, иными словами, - средний вертикальный относительный градиент параметра . Коэффициент И также имеет размерность 1/м. Он характеризует интенсивность изменения параметра с глубиной;

Средняя толщина объектов, различающихся по физическим свойствам

hср = 1/ Р

Преимущество предлагаемых параметров по сравнению с рассмотренными ранее коэффициентами относительной песчанистости, расчлененности и др. заключается в том, что они позволяют более обоснованно судить о степени изменчивости коллекторов в различных участках разреза, проводить сравнительную оценку однородности в пластах, представленных чередованием прослоев с различными коллекторскими свойствами, в которых отсутствуют непроницаемые пропластки.

Из коэффициентов Р и И могут быть получены производные характеристики, такие как:

- средняя относительная амплитуда изменения параметра Х

Ао = И/P = ;

- средняя абсолютная амплитуда изменения параметра Х

Аа = Ао =;

Предлагаемые основные и производные показатели вертикальной неоднородности в ряде случаев могут оказаться недостаточными, так как характеризуют лишь средние значения этих показателей для исследуемого интервала разреза.

Например, на рис. 3 представлены участки разреза с одинаковыми значениями коэффициентов Р, И и hср, но с различными распределениями hi толщин прослоев. На рис. 4 с одинаковыми значениями Р, И, Ао , Аа , но с различным распределением амплитуд. Для учета подобных различий в вертикальной неоднородности можно рассматривать средние квадратические отклонения этих параметров.

Рис. 3. Участки разреза с одинаковой расчлененностью и изменчивостью, но с различным распределением толщин слоев

Рис. 4. Участки разреза с одинаковыми Р и И, но с различным распределением амплитуд

Апробация коэффициентов средней вертикальной относительной расчлененности и изменчивости при изучении неоднородности коллекторов различной литологии показала, что наиболее эффективно в данном случае пользоваться комплексным параметром, представляющим произведение РИ. Последний учитывает как частоту чередования по глубине слоев с различными свойствами, так и интенсивность изменения данного свойства с глубиной.

Это утверждение подтверждается результатами расчетов по рассмотренной выше выборке, приведенной в табл. 1. В целом можно отметить увеличение неоднородности (параметра РИ) при переходе от первого пласта к третьему. Аналогичный результат был получен и при оценках энтропии. Однако для различных сочетаний пористости в пластах 2 и 3 (варианты а, б) получены одинаковые значения энтропии. Применение же в данном случае коэффициента относительной изменчивости И показало, что интенсивность изменения Kп в двух вариантах различна. Следствием этого явилось получение разных величин комплексного параметра РИ.

Важными преимуществами предлагаемых количественных характеристик неоднородности и, в первую очередь, комплексного параметра РИ являются:

возможность изучения как вертикальной неоднородности разреза одной скважины, так и зональной (площадной) неоднородности, строя карты изменения параметра РИ по площади. Последняя, наряду с вертикальной неоднородностью оказывает существенное влияние на гидродинамические показатели нефтяных и газовых залежей, режим и результаты их эксплуатации;

могут быть использованы при изучении неоднородности как по любому физическому свойству породы, так и по показаниям любого метода ГИС, зависящего от изучаемого свойства.

Таким образом, они позволяют более обоснованно судить о степени изменчивости коллекторских свойств в различных участках разреза.

2. О НОВЫХ ВОЗМОЖНОСТЯХ МЕТОДОВ ГИС ПРИ ОРГАНИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ

Проведение совместной эксплуатации пластов с различными ФЕС, а также планирование мероприятий по увеличению охвата их заводнением с целью увеличения коэффициента нефтегазоизвлечения требует знания эксплутационных характеристик пласта. К последним относятся: работающая толщина, продуктивность, приток и приемистость флюидов, их состав, пластовое давление и ряд других. Перечисленные характеристики изучаются с помощью методов геофизических исследований скважин: термометрии, расходометрии, электро- и радиометрии.

Не менее важен прогноз направления движения закачиваемых вод, взаимодействия различных пластов при закачке в них вытесняющих агентов. Определенную помощь при решении этих проблем могут оказать данные о фильтрационной неоднородности разрезов скважин, получаемые в результате количественной интерпретации стандартного комплекса ГИС.

Ниже будут рассмотрены примеры решения следующих задач:

прогнозирование направления движения флюидальных контактов в процессе разработки залежи и выделение участков первоочередного обводнения;

выделение работающих объектов в эксплутационных или принимающих воду в нагнетательных скважинах.

Объектами исследований служили месторождения с многопластовыми залежами нефти и газа, сложенными терригенными коллекторами. Методика основана на анализе результатов количественных определений проницаемости и фильтрационной неоднородности в продуктивной части разреза и сопоставлении их с данными разработки.

Первые исследования были проведены на Туймазинском нефтяном месторождении для пласта ДI, включающего в себя от двух до семи прослоев коллектора. Изучалось влияние ФЕС и неоднородности по проницаемости коллекторов пласта ДI на характер их обводнения. Для изучаемого объекта строились карты фильтрационно-емкостных свойств и неоднородности с интервалом времени в 5 лет, с целью получения дополнительной информации от вновь пробуренных скважин. Таким образом, анализируемый период разработки месторождения составил 45 лет (с 1945 по 1990 г.г.). Необходимые сведения о положении текущих контуров ВНК получали по промысловым данным и ГИС.

В результате было установлено неравномерное перемещение контура нефтеносности в пределах изучаемой части месторождения. Наиболее высокая скорость продвижения ВНК в виде языков обводнения наблюдалась в местах распространения однородных высокопроницаемых песчаников. Незатронутыми процессом вытеснения оказались участки залежи с ухудшенными ФЕС и высокой неоднородностью по проницаемости.

На рис.5,6 представлены карты проницаемости и неоднородности по проницаемости, построенные для пласта ДI на одном участке Туймазинского месторождения, расположенного в его центральной части. По состоянию на 1955г видим неравномерное перемещение ВНК в северной части участка, что полностью согласуется с характеристикой ФЕС и неоднородности разреза. Пласт ДI обводнился также в районе скважин: 159, 601, 845, 846, 848 и к востоку от скв. 818. Характеристики коллекторов в этих участках следующие: Кпр=1200-1860 мД, РИ=00,2, т.е. изучаемые породы однородны по проницаемости.

Рис. 5. Карта изменения проницаемости пласта ДI по состоянию на 1.01.1955 г.

Рис. 6. Карта изменения неоднородности по проницаемости пласта ДI

по состоянию на 1.01.1955 г

Участок площади в районе скважин 247, 248, 249 остался не обводненным, несмотря на хорошие ФЕС и высокую степень однородности по Кпр. Причина этого, не объяснимая по материалам скважин, пробуренных до 1955 г, стала понятной после бурения в 1956 г скв. 1046 (рис.7). В разрезе этой скважины и прилегающих участках пласт ДI имеет ухудшенные коллекторские свойства и высокую неоднородность по проницаемости (Кпр=483 мД; РИ=0,6), что явилось препятствием для активного продвижения ВНК к скв. 247, 248 и 249.

Рис. 7. Карта изменения неоднородности по проницаемости пласта ДI по состоянию на 1.01.1965 г (заштрихованы нефтенасыщенные участки)

К 1960 г наблюдалось активное продвижение ВНК с севера на юг в виде языка обводнения по направлению к скв. 1309. Произошло обводнение пласта в районе скв. 1292 (РИ=0,10; Кпр=1370 мД). Осталось неизменным положение ВНК в районе скв.843, что может быть объяснено существенным снижением проницаемости к югу от нее в районе скв. 375 до 428 мД. Не затронут обводнением участок в районе скв. 254 (РИ=1,20; Кпр=120 мД). К 1965 г (рис.7) большая часть изучаемой площади обводнилась. Нефтенасыщенными остались участки, где РИ 0,5 и небольшой участок в центре, где высоки ФЕС и однородный разрез.

Применение данной методики в газовых залежах осуществлено на Староминском месторождении Краснодарского края, которое находится в разработке с 1961 г. Изучались отложения альбского возраста и нерасчлененный толщи мезозоя (НТМ).

В продуктивной части разреза выделены 4 эксплутационных объекта - II, III, IV пачки и НТМ. В скважинах месторождения осуществлялась как раздельная эксплуатация объектов по схеме “снизу-вверх”, так и совместная разработка одновременно двух, трех или всех четырех объектов.

Анализ ФЕС и неоднородности разрезов по пористости и проницаемости позволил получить общую для всех пачек тенденцию уменьшения величин пористости и проницаемости с увеличением неоднородности. Было установлено, что неоднородность по проницаемости оказывает существенное влияние на сроки появления воды в отдельных объектах эксплуатации и характер продвижения контура водоносности по площади. Для примера можно привести данные об обводнении II-й пачки и НТМ в скважинах, пробуренных на Западном куполе месторождения.

В таблицах 2 и 3 содержится информация на дату проведения исследований (1995 г.). Анализируя данные для II пачки (табл. 2) видим, что в первую очередь произошло обводнение в скважинах 21 и 44, расположенных в зонах распространения однородных коллекторов (параметр неоднородности менее 0.10). Период безводной эксплуатации здесь составил 1_3 года. В скважинах 26 и 19, расположенных в зонах с повышенной неоднородностью по проницаемости, эта цифра составляет 8_9 лет. Длительный период безводной эксплуатации в скв. 8 можно объяснить низкими фильтрационными свойствами коллекторов II пачки. В скважинах, разрез которых характеризуется высокой неоднородностью по проницаемости (параметр неоднородности выше 0.3) период безводной эксплуатации составляет от 7 лет до 21 года. Скважины 32 и 74 эксплуатировали II пачку до даты проведения исследований (1995 г.).

Таблица 2

Сведения об обводнении II пачки

Nскв	Дата ввода в эксплуатацию	Дата появления воды	Параметр неоднородности	Проницаемость, мД	Примечание
21	09.1962	1965	0.07	55.5
44	03.1966	1967	0.08	3.4
4	10.1962	1968	0.19	3.1
8	01.1960	1970	0.07	0.8
26	06.1962	1970	0.21	2.8
19	08.1962	1971	0.24	1.4
31	02.1970	1972	0.20	3.1
62	12.1970	1972	0.20	19.9
57	05.1966	1973	0.35	4.1	Расположена вблизи ГВК
58	05.1971	1973	0.38	64.8	Расположена вблизи ГВК. Высокий Кпр.
73	03.1971	1973	0.21	5.0
56	07.1969	1974	0.14	7.8
36	04.1967	1976	0.38	3.3
54	08.1968	1976	0.21	23.9
51	01.1971	1976	0.23	10.5
66	03.1975	1977	0.36	52.9
32	11.1962	1983	0.33	2.5	Эксплуатирует II пачку в наст. вр.
53	12.1974	1987	0.39	9.6
59	02.1971	1987	0.50	10.2
74	08.1971	-	0.38	18.0	Эксплуатирует II пачку в наст. вр.

Таблица 3

Сведения об обводнении отложений НТМ

Nскв	Дата ввода в эксплуатацию	Дата появления воды	Параметр неоднородности	Проницаемость, мД	Примечание
31	08.1962	1965	0.15	74.8
57	09.1965	1966	0.34	2.6	Расположена вблизи ГВК.
56	04.1965	1967	0.26	82.8
19	08.1962	1967	0.11	77.1
54	06.1965	1967	0.18	61.4
59	08.1966	1968	0.15	70.3
58	09.1966	1969	0.01	200.9
51	12.1966	1969	0.03	188.6
26	06.1962	1970	0.21	28.3
32	11.1962	1970	0.22	59.7
66	04.1969	1971	0.27	132.8
75	10.1970	-	0.27	100.	Эксплуатирует объект в наст. вр.
53	08.1966	1972	0.25	51.8
47	12.1965	-	0.27	101.5	Эксплуатирует объект в наст. вр.

Аналогичную картину наблюдали и для отложений НТМ, где сосредоточены самые высокие начальные запасы газа. Карта изменения параметра неоднородности по площади Западного купола (рис. 8) хорошо согласуется с результатами эксплуатации и последовательностью обводнения скважин (табл. 3). В первую очередь появилась вода в скважинах 31, 19, 59, 54, 58 и 51. Период безводной эксплуатации здесь в основном составил 2_3 года. Все перечисленные скважины пробурены в зонах распространения однородных коллекторов с высокими ФЕС. Скважины 47 и 75, введенные в эксплуатацию соответственно в 1965 и 1970 годах, эксплуатировали НТМ до даты проведения исследований. Они расположены в зонах максимальной неоднородности по проницаемости. Скважина 53, несмотря на близость ее к начальному контуру водоносности, проработала без воды 6 лет (рис. 8).

Рис.8 Карта неоднородности по проницаемости

(Староминское месторождение, Западный купол, НТМ)

Таким образом, изучая изменения по разрезу и площади ФЕС и неоднородности по этим свойствам, можно прогнозировать направление движения законтурных и закачиваемых вод, выделять участки первоочередного обводнения и с невыработанными запасами углеводородов. Иллюстрацией к сказанному выше могут служить результаты ГИС и опробования в скв. 78р, пробуренной в 1996 г. По ее расположению на карте неоднородности НТМ (рис. 8) можно предположить, что эти отложения к 1996 г. должны были обводниться. Запасы газа могли сохраниться только в песчаниках II пачки, характеризующихся по прогнозу авторов (в соответствии с ранее построенными картами проницаемости и неоднородности) ухудшенными ФЕС и повышенной неоднородностью. Это полностью подтвердили результаты испытаний и количественной интерпретации ГИС (рис. 9). Коэффициенты газонасыщенности для II пачки составили 0.52-0.70. Пачка НТМ в верхней части, сложенная однородными и высокопористыми коллекторами, насыщена водой. В средней части разреза НТМ, где ухудшены коллекторские свойства и разрез более неоднороден, коэффициенты газонасыщенности изменяются от 0.4 до 0.48. В результате опробования из этого интервала отобрано 3 тыс. м3 газа с водой.

Рис. 9 Комплекс ГИС по скв. 78р

Использование характеристик фильтрационной неоднородности может быть полезным для выделения работающих интервалов в эксплуатационных и нагнетательных скважинах, а также для установления взаимодействия между объектами эксплуатации в пределах разрабатываемой площади. В этих случаях более эффективным является применение комплексных параметров, учитывающих одновременно ФЕС и неоднородность разреза по этим свойствам. Примером такого комплексного параметра является отношение Кпр/РИ, где знаменатель служит количественной мерой неоднородности разреза по проницаемости . Приведем пример использования данного параметра при решении проблем разработки на одном нефтяном месторождении. Изучаемая продуктивная толща сложена терригенными осадками, сформировавшимися в переменной фациальной обстановке, результатом чего явился слоистый и сильно прерывистый характер строения песчано-глинистых отложений. В пределах продуктивной залежи выделено 6 объектов эксплуатации (горизонтов), нумерация которых ведется сверху вниз от VI-го до XI-го горизонта включительно. Особенностью системы разработки является одновременно-совместная эксплуатация двух-шести горизонтов.

Для исследуемых объектов путем совместного анализа результатов ГИС и испытаний скважин установлено граничное значение комплексного параметра Кпр/РИ, равное 10, разделяющее хорошо работающие и плохо (или неработающие) интервалы в разрезах скважин. При меньших значениях этого параметра из перфорированных пластов не были получены притоки нефти, а в нагнетательных скважинах наблюдали отсутствие приемистости.

В таб. 4 приведены результаты оценки подсчетных параметров, фильтрационно-емкостной неоднородности и сведения разработки для ряда скважин, которые вызывают вопросы у специалистов, осуществляющих эксплуатацию изучаемого месторождения.

Во вновь пробуренных скважинах 76 (03.1998) и 120 (05.1998) не подтвердились прогнозируемые дебиты нефти. Обводненность продукции на 07.1999 для этих скважин соответственно составила 11.8 и 44.4%. Согласно анализам, получаемая вода аналогична пластовой. По результатам проведенной интерпретации ГИС в скв. 76 в VI и VII горизонтах коллекторов нет. Коллекторские свойства и нефтенасыщенность пород VIII и X горизонтов не высоки. Лучшую характеристику по ФЕС и неоднородности имеет только IX горизонт. Поэтому низкие начальный дебит и накопленная добыча нефти из этой скважины, а также малая степень обводненности продукции полностью подтверждаются данными ГИС.

Разрез скв. 120 сложен однородными коллекторами с более высокими ФЕС. Ухудшенную характеристику по проницаемости имеет только VIII горизонт. Поступление пластовой воды здесь может идти через песчаники IX горизонта. Из горизонтов VI и VII, в случае раздельной от IX горизонта эксплуатации, должна поступать безводная нефть. При этом в основном будет эксплуатироваться VII горизонт, а в VI может быть низкий коэффициент нефтеизвлечения из-за высокой неоднородности.

Таблица 4

Результаты оценки подсчетных параметров и фильтрационно-емкостной неоднородности

№скв	Горизонт	hэф,м	Кп,%	Кн,%	Кпр,мД	Неоднородность	Начальный дебит, т/с	Накопленная добыча нефти, тыс.т на 01.07.99г	Кпр/РИ
						Кп	Кпр
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
65	VI	9.8	16.7	66.4	238.9	0.09	0.43	108	119.4	555.6
	VII	8.2	18.3	69.2	47.1	0.05	0.22			214.1
	VIII	9.8	16.3	74.7	163.4	0.24	0.53			308.3
	IX	39.0	14.1	68.4	23.4	0.18	2.55			9.2
	X	4.2	10.7	59.8	23.4	0.59	4.71			5.0
76	VI	0						12.4	2.0	0
	VII	0								0
	VIII	4.4	13.3	62.5	5.3	0.13	0.35			15.1
	IX	8.6	11.1	71.3	31.7	0.24	0.98			32.3
	X	1.0	11.9	68.7	4.6	-	-
120	VI	9.6	10.2	72.4	34.9	0.30	1.01	25,0	0,7	34,6
	VII	5.0	9.4	70.2	15.8	0.12	0.31			51,0
	VIII	3.6	12.0	53.3	1.2	0.41	0.11			10,9
	IX	8.8	12.4	72.6	72.6	0.16	0.47			154,5
508	VI	3.4	17.2	61.7	28.6	0.18	1.14	576.2	143.9	25.19
	VII	8.6	18.3	74.3	143.3	0.36	0.73			196.3
	VIII	30.6	14.8	75.4	168.3	0.32	0.84			200.4
	IX	27.6	15.8	78.5	316.9	0.40	0.86			368.58
510	VI	16.2	17.9	67.4	82.7	0.15	1.06	80.0	22.6	78.0
	VII	4.0	12.6	64.6	4.9	0.16	0.44			11.1
	VIII	20.6	12.2	72.6	24.1	0.28	1.18			20.4
	IX	22.8	13.9	71.5	29.6	0.30	1.02			29.0
	X	5.0	11.4	68.4	6.5	0.56	0.31
700	VI	11.6	11.1	65.7	2.8	0.26	0.44		3.6	6.4
	VII	2.8	10.3	71.7	5.3	0.11	0.78			6.8
	VIII	1.8	9.2	64.6	0.8	0.37	0.08			10.0
	IX	1.0	11.7	72.5	8.7	0.50	0.50			17.4
	X	0								-
	XI	1.8	9.5	79.4	25.7	0.01	0.61			42.1
702	VI	11.4	15.7	76.4	138.5	0.25	0.41	416.0	106.0	342.0
	VII	10.4	14.9	77.8	144.0	0.34	0.31			464.0
	VIII	19.8	16.0	84.1	>1000	0.49	0.73			1578.1
	IX	33.0	13.9	83.6	435.2	0.34	0.95			458.1
	X	6.2	13.5	85.2	385.5	0.11	0.14			2753.6

Вызывает вопросы динамика работы двух скважин - 64 и 65, расстояние между которыми не превышает 100 м. Скв. 64 введена в эксплуатацию в 1987 г., вода в продукции появилась в марте 1992 г., к марту 1998 г. обводненность достигла 51%. Согласно анализам, вода представляет смесь пластовой и закачиваемой. Скв. 65 введена в эксплуатацию в 1993 г. С октября 1994 г. по март 1999 г. отмечается обводненность на уровне 1_3%. По данным ГИС коллекторы VI_VIII горизонтов в скв. 65 имеют высокие ФЕС и являются однородными как по пористости, так и по проницаемости (табл. 4). Существенно отличную характеристику имеют IX и X горизонты: здесь очень высока неоднородность по проницаемости, а в X и по пористости. Параметр Кпр/РИ для первых трех горизонтов изменяется от 214 до 556, тогда как в IX и X он равен соответственно 9.2 и 5.0. Согласно представлениям авторов, в скв. 65 включены в разработку только верхние горизонты, расположенные достаточно далеко от предполагаемого ВНК.

В скв. 64 наиболее высокие значения проницаемости имеют VI и IX горизонты. В VII горизонте коллекторов нет. Ближайшей нагнетательной скважиной к рассматриваемым эксплутационным является скв. 107. В ней лучшие фильтрационные характеристики имеют IX и X горизонты. Поэтому нагнетаемая вода уходит в основном в эти горизонты. Следовательно, обводнение скв. 64 связано с воздействием на нее скв. 107 через коллекторы IX горизонта. В скв. 65 IX и X горизонты будут обладать минимальной приемистостью, поэтому здесь мало влияние скв. 107, а отсюда и низкая степень обводненности.

К особенностям разработки изучаемой залежи относится существенное различие продуктивности двух близко расположенных скважин 700 и 702. Скв. 702 введена в эксплуатацию в июне 1997 г. и является высокодебитной. Накопленная добыча за два года разработки составила 106 тыс.т. Текущий дебит равен 120 т/с. Скв. 700 вступила в эксплуатацию в феврале 1980 г. с дебитом 25 т/c и к 07.1999 накопленная добыча составила всего 3.6 тыс.т. Результаты оценок ФЕС и неоднородности по данным ГИС (табл. 4) полностью подтверждают приведенные выше цифры. В скв. 702 все вскрытые горизонты (VI-X) сложены коллекторами с хорошими ФЕС. Отличительной особенностью их является высокая степень однородности как по пористости, так и по проницаемости. Скв. 700, также вскрывшая полный разрез, оказалась в зоне, где развиты коллекторы с низкими ФЕС и нефтенасыщением. Эффективные толщины в VII, VIII, IX и XI горизонтах очень малы, в X горизонте коллекторов нет. Несмотря на то, что неоднородность по проницаемости здесь также невысока, комплексный параметр Кпр/РИ имеет низкие значения, следствием чего явились малые дебит и накопленная добыча нефти. В скв. 700 был проведен гидроразрыв пласта, который не дал положительных результатов. Из приведенных выше данных следует, что проведение ГРП в таких условиях и не могло дать ощутимого результата.

Подводя итог, можно отметить следующее. Совместный анализ величин комплексного параметра Кпр/РИ, рассчитанного для отдельных объектов эксплуатации в разрезах скважин, карт изменения по площади проницаемости и фильтрационной неоднородности позволяет:

выявлять работающие горизонты (пласты) в эксплуатационных и нагнетательных скважинах;

получать представление о взаимодействии объектов эксплуатации и наиболее вероятном направлении движения законтурных и закачиваемых вод.

Использование такой информации специалистами, осуществляющими разработку месторождений нефти и газа, будет способствовать принятию правильных решений при подготовке мероприятий по оказанию воздействия на продуктивные пласты с целью увеличения коэффициента нефтеизвлечения.

3. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА СТЕПЕНИ ВЫРАБОТКИ И

ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ НА МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Значительная часть разрабатываемых месторождений нефти и газа представлена многопластовыми залежами. Особенность их разработки состоит в том, что наряду с раздельной эксплуатацией продуктивных пачек (горизонтов), нередко проводится совместная эксплуатация одновременно двух, трех и более объектов.

В последнем случае исследователи располагают данными о накопленной добыче углеводородов по группе эксплуатируемых пластов. При оценке степени выработанности залежей важно установить не только общую цифру остаточных геологических запасов, но и получить ответы на следующие вопросы: в каких участках разреза и площади сосредоточены невыработанные запасы; сколько нефти (или газа) извлечено из конкретного объекта эксплуатации в процессе разработки и какова в нем величина остаточных запасов?

Чтобы решить эти задачи вначале необходимо для каждого эксплуатационного объекта в исследуемой скважине выполнить следующее:

рассчитать начальные геологические запасы нефти или газа;

оценить величину извлеченных запасов;

определить остаточные запасы и коэффициенты нефте-газоизвлечения.

В дальнейшем осуществить анализ степени выработанности и остаточных геологических запасов по площади с помощью соответствующих карт, построенных как для отдельных горизонтов, так и для всей продуктивной толщи.

Рассмотрим примеры решения поставленных задач на двух месторождениях - газоконденсатном и нефтяном.

Газоконденсатная залежь Староминского месторождения приурочена к альбскому ярусу нижнего мела и нерасчлененной толще мезозоя (НТМ). В альбском ярусе выделены три продуктивных пачки - II, III и IV. В скважинах изучаемого месторождения осуществлялась как раздельная эксплуатация объектов по схеме “снизу-вверх”, так и совместная эксплуатация одновременно двух, трех и всех четырех пачек (включая НТМ).

Анализ степени выработки запасов проведен путем сравнения начальных удельных запасов газа, рассчитанных по данным ГИС и отнесенных к 1 км2 площади, с фактическими отборами газа по промысловым данным. В случае совместной эксплуатации нескольких пачек величину извлеченных запасов газа оценивали пропорционально произведению перфорированной толщины пластов-коллекторов на коэффициент проницаемости. Поскольку не во всех случаях можно было достаточно точно установить работающую толщину, величины отборов газа в таких объектах являются приближенными (например, в скв. 32, 36). В табл. 5 приведены результаты расчетов начальных балансовых запасов, отборов газа и коэффициентов газоизвлечения для отложений НТМ, вскрытых скважинами на западном куполе изучаемого месторождения. Сравнение величин начальных удельных эффективных объемов, полученных авторами (ГАНГ) и специалистами СевКавНИПИГаз показало, что полученные данные близки между собой.

Таблица 5

Сведения о подсчетных параметрах, запасах и отборах газа в отложениях НТМ

Староминского месторождения (Западный купол)

Nскв	Дата эксплуатации	Дата появления воды в НТМ	Объект эксплуатации	hэф, м	Кп, доли ед.	Кпр, мД	Кг, доли ед.	Параметр неоднородности РИ, м-2	Удельный эффективный объем, м3	Удельные начальные запасы газа, млн. м3/км2	Отборы газа на 1.01.94, млн. м3	Показатель извлечения газа, доли ед.
	ввод	выбытие								ГАНГ	СевКавНИИГаз
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
4	10.1962	10.1965		II-НТМ	20.5	0.162	59.6	0.86	0.12	2.86	3.3	497	392..2	0.79
8	08.1962	07.1965	1972	II-НТМ	87.5	0.160	45.7	0.81	0.18	11.3	11.5	2239	370	0.16
19	08.1962	04.1967	1967	II	30.5	0.180	77.1	0.81	0.11	4.4	4.2	880	не экспл.
26	06.1962	03.1970	1970	II-НТМ	18.3	0.148	28.3	0.82	0.21	2.2	2.7	440	360	0.82
31	08.1962	09.1965	1965	НТМ	72.1	0.170	74.8	0.80	0.15	9.8	10.3	1862	385	0.21
32	11.1962	09.1970	1970	II-НТМ	80.1	0.164	59.7	0.81	0.12	10.6	9.3	2120	630..5*	0.30
36	09.1962	04.1976		II, III	64.4	0.167	51.5	0.81	0.09	8.7	9.8	1740	389*	0.22
44	03.1966	03.1967		II	2.4	0.198	136.9	0.81	0.23	0.4	0.4	80	не экспл.
47	12.1965	н.вр.		НТМ	62.7	0.173	101.5	0.77	0.27	8.7	9.7	1940	515	0.27
49	Ликвидирована без ввода в эксплуатацию	32.7	0.169	59.5	0.81	0.13	4.5	4.2	900	не экспл.
51	12.1966	06.1969	1969	НТМ	18.5	0.206	188.6	0.78	0.03	3.0	4.2	320	133.7	0.42
53	08.1966	04.1972	1972	НТМ	29.3	0.160	51.8	0.67	0.25	3.1	3.0	620	416	0.67
54	06.1965	12.1967	1967	НТМ	20.3	0.160	61.4	0.72	0.18	2.3	2.7	460	122	0.26
56	04.1965	01.1967	1967	НТМ	40.7	0.170	82.8	0.80	0.26	5.5	5.7	1100	161	0.15
57	09.1965	03.1966	1966	НТМ	13.5	0.123	2.6	0.80	0.34	1.3	1.2	260	5.2	0.02
58	09.1966	04.1969	1969	НТМ	12.8	0.210	200.9	0.81	0.01	2.2	2.4	278	178	0.64
59	08.1966	07.1968	1968	НТМ	61.7	0.162	70.3	0.84	0.15	8.4	7.5	1680	89	0.05
62	07.1969	05.1972		II,III,IV	35.2	0.179	97.2	0.83	0.11	5.2	5.0	1040	не экспл.
66	04.1969	08.1971	1971	НТМ	31.4	0.193	132.8	0.78	0.27	4.7	5.8	549	119	0.22
75	10.1970	01.1994	1971	НТМ			100		0.27				91.2

*- приближенная оценка

Анализ коэффициентов извлечения газа, рассчитанных для скважин западного купола, свидетельствует о том, что значительная часть запасов в НТМ не выработана.

Наиболее высокие величины коэффициента извлечения, изменяющиеся от 0.64 до 0.82, получены для скважин 58, 4, 26 и 53, в скв. 71 он составил 0.42, в остальных изменяется от 0.02 до 0.3. Низкие значения этого показателя получены для скважин, где пачка НТМ была изолирована сразу же после появления в ней воды, а также в скважинах, расположенных на участках с пониженной проницаемостью (скв. 57) или повышенной неоднородностью (скв. 47, 56, 66).

В ряде скважин (19, 36, 44, 49, 62) отложения НТМ не эксплуатировались. Однако данные о ФЕС и степени однородности по проницаемости, а также темпы продвижения ГВК вблизи этих скважин ставили под сомнение возможность сохранения здесь значительных запасов неизвлеченного газа. Скв. 78р, пробуренная в 1996 г. вблизи скважин 36 и 49, подтвердила сделанные прогнозы. Отложения НТМ в разрезе данной скважины к 1996 г. были обводнены.

Продуктивная толща изучаемого нефтяного месторождения также сложена терригенными породами. Особенностями изучаемых отложений являются:

сложное геологическое строение;

значительная фациальная изменчивость;

различие литолого-минералогического состава пород, слагающих основные продуктивные горизонты.

Все эти факторы способствуют увеличению геологической неоднородности, в первую очередь по ФЕС, существенно усложняют процесс выработки запасов нефти и снижают конечный коэффициент нефтеизвлечения.

В пределах изучаемой толщи выделяют шесть продуктивных горизонтов (с VI-го по XI-й включительно). В разработку, как правило, одновременно введены несколько горизонтов - от двух до шести. Чтобы установить, как распределены остаточные запасы нефти по разрезам скважин, необходимо знать, сколько извлечено нефти из того или иного горизонта в процессе эксплуатации. При одновременно-совместной эксплуатации нескольких объектов в распоряжении исследователей имеются только данные о накопленной добыче нефти в целом для конкретных скважин.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) зависит от многих факторов, которые можно объединить в две основные группы: геологические и технологические. К геологическим факторам относятся: проницаемость пород-коллекторов, степень песчанистости, глинистости, карбонатности, вязкость нефти, расчлененность (в первую очередь, непостоянство этого параметра) и изменчивость ФЕС. Из технологических факторов наиболее влияющими на КИН являются: темпы отбора нефти, безводная нефтеотдача и плотность сетки скважин. Применение многофакторного корреляционного анализа позволило выделить главные из геолого-физических факторов, влияющих на КИН - проницаемость и неоднородность продуктивного пласта. Из этого следует, что распределение величины извлеченных запасов нефти по перфорированным горизонтам в многопластовых залежах можно осуществить, привлекая информацию о проницаемости, неоднородности и нефтенасыщенных толщинах объекта эксплуатации. Такой подход и был реализован авторами настоящей работы.

Распределение извлеченных запасов нефти по разрезам скважин осуществлялось пропорционально величине комплексного параметра

,

учитывающего одновременно гидропроводность и неоднородность по проницаемости (РИ) объекта эксплуатации.

Остаточные геологические запасы рассчитывались как разность между балансовыми и извлеченными. Однако, такой подход правомерен в тех случаях, когда площадь нефтеносности (с учетом всех пробуренных скважин) и площадь дренирования совпадают (или близки между собой).

Для эксплутационных скважин, пробуренных в начальной стадии разработки залежи, площадь дренирования может существенно превышать площадь нефтеносности, которая использована при расчете начальных удельных геологических запасов. В результате можно получить значительное превышение извлеченных запасов над геологическими как в отдельных горизонтах, так и для скважины в целом. В таких случаях необходим совместный анализ данных с учетом близлежащих скважин, пробуренных или введенных в эксплуатацию в более поздние сроки. Для этой группы скважин вначале устанавливается КИН в изучаемом горизонте, а затем рассчитываются остаточные запасы.

В табл. 6 для примера приведены результаты расчетов запасов и коэффициентов нефтеизвлечения в пяти скважинах изучаемого месторождения. В скважинах 62, 193 и 701 площади нефтеносности и дренирования были равны. Скв. 62, эксплуатировавшая VI-IX горизонты, введена в разработку в декабре 1990 г. и через 3.5 года была переведена в нагнетательные. При достаточно высоких ФЕС и начальной нефтенасыщенности продуктивные горизонты здесь характеризуются высокой степенью неоднородности по проницаемости (параметр РИ>1.0), что способствовало низкой степени выработанности запасов в течении периода ее эксплуатации. Роль скв. 62 в качестве нагнетательной не может быть высокоэффективной по причине высокой неоднородности по ФЕС в окружающей ее части залежи, что подтверждают карты неоднородности, построенные для продуктивных VI-IX горизонтов.

Таблица 6

Результаты расчетов подсчетных параметров, начальных и остаточных геологических запасов нефти

Nскв	Дата ввода в эксплуатацию	Горизонт	hэф, м	Кп	Кн	Кпр, мД	Неоднородность (РИ)	Накопленная добыча нефти, тыс. т.	Запасы, тыс. т.
									Балансовые	Извлеченные	Остаточные	КИН
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
14*	05.78	VI	15.2	0.153	0.635	187.6		336.385	108.804	31.837	94.141	0.135
		VII	2.0	0.170	0.680	244.7			17.034	5.464	15.074	0.115
		VIII	17.8	0.133	0.649	642.4			113.202	127.668	34.950	0.691
		IX	4.5	0.180	0.710	3411.8			42.372	171.416	22.509	0.469
		X	0	-	-	-			0	-	-	-
61	не экспл.	VI	17.2	0.130	0.620	70.1		-	127.452		110.278	0.135
		VII	3.0	0.170	0.650	315.7			30.477		26.972	0.115
		VIII	6.5	0.165	0.725	782.2			71.486		22.070	0.691
		IX	31.5	0.130	0.750	373.3			323.302		171.749	0.469
		X	0	-	-
62	12.90	VI	10.8	0.150	0.711	337.9	1.32	38.751	148.497	17.323	131.174	0.117
		VII	4.2	0.155	0.731	53.2	1.16		61.352	1.208	60.144	0.020
		VIII	15.8	0.169	0.727	332.6	1.85		250.272	17.799	232.473	0.071
		IX	14.8	0.131	0.724	41.0	1.57		172.039	2.420	169.619	0.014
193	03.90	VI	12.6	0.161	0.642	38.4	0.84	66.606	205.531	8.179	197.352	0.040
		VII	0	-	-	-	-		0	-	-	-
		VIII	7.8	0.143	0.759	252.9	0.48		133.604	58.378	75.226	0.437
		IX	2.0	0.117	0.610	4.6	2.71		22.526	0.048	22.478	0.002
701	03.90	VI	18.2	0.114	0.720	16.4	1.07	231.662	269.399	4.528	264.871	0.017
		VII	4.8	0.133	0.771	60.4	1.44		86.449	3.270	83.179	0.038
		VIII	11.8	0.151	0.775	102.0	0.60		259.513	32.616	227.197	0.126
		IX	22.4	0.138	0.814	451.6	0.86		430.824	191.248	239.576	0.444
		X	3.0	0.172	0.807	307.2	0		79.711	не экспл.	79.711	0

*В скв. 14 извлеченные запасы оценивались пропорционально коэффициенту гидропроводности

Эксплутационная скв. 193 введена в разработку в марте 1990 г. На дату исследования (1999 г.) характеризовалась нулевой обводненностью. Наиболее активно здесь вырабатывается VIII горизонт. VI и IX горизонты характеризуются высокой неоднородностью по проницаемости, поэтому здесь низкий КИН. Остаточные запасы нефти сосредоточены, главным образом, в VI и VIII горизонтах.

В скв. 701 наиболее перспективными для доизвлечения остаточных запасов нефти являются VI, VII и VIII горизонты. Здесь достаточно высок комплексный параметр Кпр/РИ, что позволяет надеяться на успешную работу этих горизонтов. Не исключен, однако, прорыв закачиваемой воды в песчаники VIII горизонта, которые характеризуются высокой проницаемостью и однородностью.

Скв. 14 введена в эксплуатацию в мае 1987 г. По состоянию на 07.1999 г. обводненность продукции составляла 78.2 %. Скважиной вскрыты и перфорированны VI-X продуктивные горизонты. По данным ГИС в X горизонте коллекторов нет. Начальные геологические запасы нефти здесь сравнительно не высоки и составили по результатам проведенных расчетов 281.4 тыс. т. Отобрано нефти в процессе эксплуатации 336.385 тыс. т. Таким образом, для данной скважины имеем КИН, равный 1.195. Анализ распределения извлеченных запасов по продуктивным горизонтам показывает, что наиболее активно эксплуатировались VIII и особенно IX горизонты, где КИН также выше 1.0. Очевидно, что площадь дренирования скв. 14 существенно превышала установленное значение площади нефтеносности, что и было подтверждено соответствующими расчетами. Ближайшие к скв. 14 эксплутационные скважины 62, 605 и 701 (см. рис. 10) были пробурены в 1990-1991 г.г.

Рис.10 Карта накопленной добычи нефти (VIII горизонт)

Наиболее высокий КИН в скв. 14 получен для IX горизонта, несмотря на небольшую нефтенасышенную толщину, которая составляет здесь 4.5 м. В непосредственной близости к скв. 14 расположена скв. 61 (см. рис. 10), где суммарная толщина коллекторов в IX горизонте равна 31.5 м. Начальные запасы IX горизонта в скв. 61 более чем в 7.5 раз превышают его запасы в скв. 14. Скв. 61 не эксплуатировала изучаемую продуктивную толщу. Таким образом, можно предположить, что скв. 14 активно дренировала нефть из коллекторов со стороны скв. 61. В этой связи при оценке остаточных запасов и КИН скважины 14 и 61 рассматривались совместно. Сумма начальных запасов в изучаемых продуктивных горизонтах соответственно составила: в VI - 236.256 тыс. т.; VII - 47.511 тыс. т.; VIII - 184.688 тыс. т.; IX - 365.674 тыс. т. Величины КИН, рассчитанные с учетом накопленной добычи нефти, распределены по изучаемым горизонтам следующим образом: VI - 0.135; VII - 0.115; VIII - 0.69 и IX - 0.469. Остаточные запасы в скв. 14 и 61 рассчитаны с учетом установленных КИН.

Приведенные в табл. 6 данные свидетельствуют о том, что наиболее выработан в этой части залежи VIII горизонт, а наибольшие остаточные запасы приурочены к VI и IX горизонтам. Степень выработанности VI и VII горизонтов весьма низка.

Высокая обводненность скв. 14, на наш взгляд, связана с активной выработкой запасов из VIII и IX горизонтов. Получение безводной нефти, или с низким коэффициентом обводненности здесь могут обеспечить только VI и VII горизонты.

Результаты расчетов для отдельных горизонтов и скважин величин начальных и остаточных запасов, коэффициентов нефтеизвлечения, накопленной добычи нефти используются для построения соответствующих карт с целью изучения изменения этих характеристик залежи по площади.

Карты накопленной добычи нефти (извлеченные запасы) позволяют судить о том, как участвовали в разработке отдельные части залежи. Основную информацию о степени выработанности запасов и зонах, перспективных для доизвлечения нефти можно получить, проводя совместный анализ карт КИН и остаточных запасов нефти.

На рис. 10, 11 и 12 представлены вышеназванные карты для VIII продуктивного горизонта. Как видно из рис. 10 наиболее активно вырабатываются запасы скважинами 14, 64, 65, 193 (I блок) и в районе скв. 1008, 1002, 702, 703 (II блок).

Рис. 11 Карта коэффициента нефтеизвлечения (VIII горизонт)

Рис. 12 Карта остаточных геологических запасов нефти (VIII горизонт)

Перспективными участками для доизвлечения нефти из коллекторов VIII горизонта являются следующие:

I блок - в северной части, ограниченный с юга изолинией с остаточными запасами 100 тыс. т., в центре - район скв. 68 и на юге - ограниченный с севера изолинией запасов в 100 тыс. т.;

II блок - участки залежи с запасами выше 200 тыс. т. (рис. 12).

Проведенные исследования показали, что вероятность сохранения остаточных запасов наиболее высока в разрезах скважин и участках площади с увеличенной степенью неоднородности по ФЕС.

В заключение необходимо отметить, что полученные данные о величинах и распределении остаточных запасов нефти, как по разрезу продуктивной толщи, так и по площади следует рассматривать как предварительные (ориентировочные), поскольку в процессе анализа учитывались, главным образом, геологические факторы и в меньшей степени технологические. Влияние последних может быть достаточно существенным. Поэтому такие исследования необходимо проводить с привлечением специалистов в области геологии, геофизики и гидродинамики. Только в этом случае могут быть приняты верные решения для доразработки продуктивных залежей.