O‘zbekiston respublikasi oliy va o‘rta maxsus ta’lim vazirligi issn 2181-4732

 

---

 

Innovatsion texnologiyalar №4 (28) 2017 y.
5 
NEFT-GAZ, KIMYO SANOATI / НЕФТE-ГАЗОВАЯ, ХИМИЧЕСКАЯ 
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
исследования кернового материала отобранных из продуктивной части XV-ПР горизонта; 
- околоскважинная и удаленная зоны пласта обладают низкими фильтрационно-
емкостными свойствами коллекторов, в которых проницаемость изменяется в пределах от 
0,0013 до 0,0287 мкм
2
, подвижность нефти от 0,0019 до 0,0416 мкм
2
/МПа•с, а 
гидропроводность пласта от 0,0258 до 0,2330 мкм
2
/МПа•с; 
- практически во всех интервалах исследования установлено наличие скин-эффекта, 
что 
указывает 
на 
ухудшение 
фильтрационно-емкостных 
свойств 
коллекторов 
околоскважинной зоне пласта в процессе вскрытия и опробования скважин. Этот вывод 
подтверждается результатами испытания скважин, например в скважине №2 из интервала 
3121-3111 м первоначально был получен дебит нефти равной всего 0,1 м
3
/сут, а после соляно 
кислотной обработки при том же диаметре штуцера 3 мм, дебит составил 39,3 м
3
/сут. 
Аналогичные результаты были получены и в процессе испытания интервалов 3016-
3093 м в скважине №2, 3157-3144 м в скважине №4 и др. 
В 1998 г. был составлен «Проект подключения разведочных скважин №№2,4,20 
Подрифовый Кокдумалак к эксплуатацию», в котором было принята следующая 
принципиальная схема разработки месторождения и параметры технологического режима 
работы скважин: 
- разработка в период пробной эксплуатации будет осуществлена при естественном 
замкнуто-упругом режиме, которое постепенно будет сменяться режимом растворенного 
газа; 
- размещение первоочередных нефтяных скважин предполагалось осуществлять по 
квадратной сетке с плотностью 20 га/скв; 
- в перспективе рекомендовалась переходит от естественного режима дренирования к 
искусственному водонапорному; 
- дебиты скважин были приняты равными 25 м
3
/cyт или 22,2 т/сут, при работе 
скважин штуцерами диаметра 3 мм; 
- депрессия на пласт в период пробной эксплуатации скважин принята равной 24,0 
МПа; 
- начальный газовый фактор принят равным 261,4 м
3
; 
- интервалы перфорации скважин на период пробной эксплуатации приняты в 
абсолютных отметках минус 2851-2841 м, т.е. вскрытие горизонта должна была 
осуществляться на 10 м выше принятой отметки водонефтяного контакта; 
- диаметр насосно-компрессорных труб принять 73-93 мм, с глубиной спуска до 
верхних дыр интервала перфорации. 
Опытно - промышленная эксплуатация нефтяной залежи месторождения Подрифовый 
Кокдумалак начата 26 февраля 1999 г., одновременным вводом в эксплуатацию скважин 
№20 и №4. 
Сопоставление фактических показателей эксплуатации скважин с рекомендованными в 
проекте подключения скважин параметрами показывают, что они значительно отличаются 
между собой. Например, даже при соблюдении рекомендованных депрессий на пласт (24 
МПа) фактические дебиты скважин был и 6-7 раза ниже, чем предусмотренный в проекте 
подключения скважин. При этом интервалы перфорации скважин составляют от 18 до 28 м, 
что в условиях сильной расчлененности XV-ПP горизонта значительно затруднили контроль 
за выработкой запасов отдельных нефтенасыщенных пропластков.