Обобщение индикаторных (трассерных) исследований на месторождениях Западной Сибири

A.C. Трофимов, C.B. Бердников, Н.Р. Кривова, А.А. Алпатов, Г.И. Давиташвили, О.М. Гарипов

ОБОБЩЕНИЕ ИНДИКАТОРНЫХ (ТРАССЕРНЫХ) ИССЛЕДОВАНИЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Многие исследователи давно отметили наличие трещинова-тости как на керновом материале, так и в самом пласте. О влиянии трещиноватости на процесс разработки посвящено незначительное количество работ [1, 2].

Образование каналов низкого фильтрационного сопротивления (трещин) носит преимущественно техногенный характер. Это обусловлено наличием динамо-напряженных зон и флексур-но-разрывных нарушений [3]. ГРП, глубокие депрессии и высокие репрессии при бурении, освоении и эксплуатации скважин, очевидно, превышают критические величины раскрытия динамо-напряженных зон и флексурно-разрывных нарушений и, тем самым, способствует образованию трещин (каналов с аномально низким фильтрационным сопротивлением — НФС). С целью изучения трещиноватости коллектора и влияния трещин на процесс разработки наряду с гидродинамическими, петрофизическими и другими методами применяют аэрофотокосмические и индикаторные исследования [4, 5].

Трассерные исследования заключаются в закачке в нагнетательную

скважину жидкости, систематическом (по заданной программе) отборе проб жидкости из добывающих скважин, анализе проб на присутствие трассера и интерпретации полученных резуль-

- --UAj,

БУРИЛЬНЫЕ

с приварными замками

для геофизических изысканий

при поиске и ^зведке не^по1 газа

ОА^ "Завод бурового оборудования» -460036, Россия, г. Оренбург, пр. Победы, 118 ' * 4 Ten.:f(3532> ^5-68-14, 75-42-67

4 (3*532^75-58-19, 75-42-73

I • * " e E-mail: zb^Pосhta.ru

, http:// www, zbo.ru

татов с целью разработки геолого -технических мероприятий по управлению процессом заводнения. Привлечение индикаторных исследований позволяет многократно повысить информативность промысловых данных о разработке исследуемых объектов, и тем самым значительно повысить надёжность принимаемых решений по воздействию на пласт методами повышения нефтеотдачи (МПН) по ремонтно-изоляционным работам (РИР) и интенсификации притока (ИП). На базе трассерных исследований проводится коррекция гидродинамических параметров с целью оптимизации режимов по каждому пласту и каждой скважине:

Трассерные исследования позволяют:

1. Определять местоположение перспективных участков для первоочередного разбуривания.

2. Анализировать КИН для использования результатов в проектных решениях.

3. Оптимизировать работу

Ж*

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 12 \\ декабрь \ 2006

Пй*

Рис. 2. Распределение объемов каналов НФС от скважины 12277

та

М

ТйКМрЭ

Рис. 1. Розы - диаграммы приведенных скоростей прохождения трассеров

нагнетательного фонда с целью предотвращения интенсивного техногенного трещинообразования.

4. Определять частично блокированные ПЗП определяющиеся выпадением смол, асфальтенов, парафинов, обра- • зованием устойчивых эмульсий.

5. Определять преимущественное направление фильтрации и коэффициента нефтевытеснения в зависимости от ориентация керна.

Многочисленные индикаторные иссле- • дования (табл. 1), проведенные на объектах: Ай-Еганского, Ватинского, Покомасовского, Южно-Ягунского, Северно-Поточного, Дружного, Средне-Балыкского, Мыхпайского, Малочерно- • горского, Урьевского, Западно-Асом-кинского, Лор-Еганского, Гун-Еганско-го, Вань-Еганского, Ершового, Южного, Комсомольского, Тюменского, Новомолодежного, Кирско-Коттынского, Севе-ро-Ореховского, Самотлорского и др. месторождений, показывают: • наличие обширных гидродинамически связанных каналов с аномально

- низким фильтрационным сопротивлением (НФС);

объем каналов НФС, развиваемый одной нагнетательной скважиной, варьирует в широком диапазоне 597631, м3 при среднем значении 497 м3; • фазовые проницаемости каналов НФС колеблются в достаточно широком интервале - 55251294 мкм2, что также на 2-6 порядков превышает характерные значения для пластов; скорости фильтрации закачиваемой воды, меченной индикаторами, находится в интервале 0,8-2052 м/час, что превышает характерные скорости фильтрации для полимиктовых коллекторов на 2-6 порядков; появление в добывающих скважинах во времени нескольких пиков (экстремумов) подъема концентрации от 1 до 12, что свидетельствует о фильтрации нескольких каналов НФС; раскрытость каналов НФС оценивается в размере (4,2-1160).10-3 мм, и имеет тенденцию к расширению; количественное влияние давления нагнетании (перепада давления) на раскрытость каналов НФС и коэффициента охвата;

практически полное отсутствие фильтрации из каналов НФС в матрицу коллектора (слабая гидродинамическая связь);

• непроизводительную фильтрацию закачиваемой воды по каналам НФС в количестве 8-43%, не совершающей работу по нефтевытеснению;

• повышение скорости фильтрации по каналам НФС с увеличением неоднородности коллектора;

• распределение преимущественной ориентации прохождения трассера по простиранию пласта как правило, происходит в двух взаимно - перпендикулярных направлениях: юго -запад и (северо-восток) и юго-восток (северо-запад) с некоторыми флуктуациями;

• продолжающиеся техногенные тре-щинообразования в пласте.

Каналы НФС довольно существенно влияют на процесс разработки в сторону снижения коэффициентов охвата и нефтевытеснния.

В первую очередь это влияние проявляется в непроизводительной фильтрации закачиваемой воды по каналам НФС (8-43%). Это сказывается на снижении энергетики работы пласта. Во-вторых снижается коэффициент охвата разработкой, и как правило, конечная запроектированная нефтеотдача не достигается. Анализ разработки исследуемых объектов показывает недо-извлечение на 2-8% к запроектированным показателям. Причем этот фактор (влияние каналов НФС) не учитывается при проектировании разработки. Таким образом, можно утверждать, что отсутствие учета влияния каналов

НФС при проектировании разработки ведет к завышенному КИН на 2-8%. Необходимо отметить тот факт, что фильтрация нефти и воды по каналам НФС протекает в турбулентном режиме (число Рейнольдса превышает 50000), что способствует образованию устойчивых эмульсий прямого и обратного типа. Несмотря на небольшую раскрытость

каналов НФС в среднем 0,10 мм) процесс заводнения способствует их расширению. Например, за один год фильтрации на одном месторождении увеличение площади поперечного сечения составило с 0,1 до 0,66 мм (в 6,6 раза). При этом процесс сопровождается обильным выносом мех. примесей. Специализированные трассерные ис-

следования, проведенные на различных давлениях нагнетания показывают, что снижение давления нагнетания не способствует смыканию трещин, что свидетельствует о необратимости процесса. Однако отмечается незначительное снижение скоростей фильтрации (но не приведенных скоростей), прони-цаемостей, объемов каналов НФС.

Таблица 1. Параметры продвижения трассеров по пластам объектов месторождений Западной Сибири

N п/п Месторождение Пласт Дата № нагнет. скв. Вид трассера Ру, МПа Приемистость, м3/сут Диапазон скоростей, м/час Объем каналов всего, м3 Диапазон объемов, м3 Количество экстремумов Диапазон проницаемос-тей, Д

1 Ватинское ЮВ1 29.09.89 1118 ФН 17 200 6,0-95,6 220 1-3 48-2480

2 Покамасовское 21.09.90 151 ФН 15 2,2-19,4 110 1-8

3 Южно-Ягунское БС112 10.09.92 2247 РА 12 317,6 8,3-46,2 494,8 4,2-11 1-7 9,2-494

БС102 10.09.92 2232 РА 12 327,6 8,6-71,9 448,5 4,8-15,8 1-8 25,9-928

4 Северо-Поточное Б6 26.07.93 7149 ФН 9,7 666 14,2-186,4 683,9 6,7-54,6 45,6-7310,3

Б6 05.08.93 6046Б 10 762 7,9-160,4 1141,2 9,8-101,4 20,1-4229

Б8 03.08.93 6337Б ФН 10 518 11,9-212,5 680,7 23,9-7089,1

Б8 03.08.93 6548 РА 8,8 392 10,8-92,3 588 1,9-21 17,9-1608,7

5 Дружное БС101 25.03.93 201 РА 10 300 4,2-270,5 181 1,4-20,9 7-5033

БС101 25.03.93 2185 ФН 628 14,2-187,5 517 13,6-65,4 127-2607

6 Южно-Ягунское БС112 15.05.93 2312 РА 11 312 14,3-120,3 365,5 9-40,8 47,6-2415,4

БС112 15.05.93 2172 ФН 14 253 7,4-141,9 458,4 11,3-48,9 34,4-2490,8

7 Средне-Балыкское БС10 28.05.93 3003 ФН 14 370 6,7-90,3 1010 29,8-115,4 28,3-957,5

БС10 28.05.93 3015 РА 14 600 7,3-41,8 2345,3 87,5-512,2 31-952,9

8 Дружное БС102 28.05.94 2258 ФН 12 580 9,8-55,7 1060,5 26,6-99,0 1-3 49,7-494,9

БС102 28.05.94 2275 РА 12 720 10,1-94,7 1045,2 24,6-116,8 1-3 35,3-1524,8

9 Мыхпайское БВ8 26.09.95 252 РА 12 1000 5,8-1525 376,4 3,3-49,6 1-3 32,6-54423,8

БВ8 26.09.95 289 ФН 12 480 46-6194 270 1-2 1419,9-251294,3

10 Мало-Черногорское БВ10 641 ФН 14,5 280 2,4-52

11 Урьевское АВ1 15.11.96 1902 РА 10 150 9,2-819,1 145,2 1,2-8,7 61,2-22949,7

АВ1 15.11.96 2528 ФН 10 80 12,1-675 59 2,4-17,8 114,8-12109,6

12 Западно-Асомкинское ЮС1 09.12.97 147 РА 8 720 16,3-179,7 452,9 16,4-125,4 41,3-1214

ЮС1 27.12.97 173 ФН 5 720 29,9-100 351,5 61,4-131,1 218,1-500,5

13 ЛорЕганское БВ10 21.03.00 41 ФН 15 85 6,6-256,9 275,7 1-7 79,4-2854,1

БВ10 01.06.00 45 РА 10 290 33,6-423,7 1211,8 2,2-629,3 1-5 342,-5099,9

14 Гун-Еганское БС11 06.07.00 467 РА 10 120 9,2-1027,9 1694,6 6,6-316,6 22-13365

15 ВанЕганское ПК19 04.08.01 РА 9,4 100 0,8-80,4 121,8 1-8 782-48110

16 Бобровское А-4 16.06.01 283 ФН 10 231 1,8-367,5 450,2 4,4-55,3 1-8 25-820

А-4 16.06.01 266 РА 11 67,7 1,5-240 413,7 7-1475

17 Ибряевское 25.07.01 1514 ФН 9

18 Ершовое ЮВ1 3105 РА 16,5 254,4 25,6-111 481,1 5,5-23,7 239,1-518,3

ЮВ1 3122 ФН 16,5 635,9 5,2-74,3 1297,5 12,5-95,5 30,7-2224,1

ЮВ1 3122* 13 100 10,7-112,5 104,7 1,9-11,7 33,8-1535

19 Южное ЮВ1 11.03.03 220 ФН 20 280 1,9-584,8 277,8 2,5-69,2 1-9 109-13801

ЮВ1 11.03.03 190 РА 14 320 1,7-2051,9 334,8 7,1-84,6 3-12 375-27830

20 Комсомольское ПК18 28.08.03 4328 КА 22 220 1,25-165,3 1016,1 9,5-51,7 1-9 9-2636

ПК18 28.08.03 4282 ФН 28,9 220 1,8-65 1499 14,5-105,4 1-3 12-1193

21 Кирско-Коттынское ЮВ1 22.07.04 161 ФН 16 260 0,9-19,9,9 169,1 0,2-8,97 1-7 0,8-3876

ЮВ1 22.07.04 200 РА 15 290 0,5-892 514 0,3-30,8 1-8 0,3-693,7

22 Южное ЮВ1 27.05.05 181 РА 13 285 1-2638 640,7 2,2-118,8 1-12 84,5-32812

ЮВ1 27.05.05 327 ФН 19 195 3,3-6275 172,8 0,6-31,9 1-12 88,2-15566,8

23 Приобское АС101 20.08.05 15908 ЭО 19 367 5,37-19,11 6115,2 53,2-468,9 1-10 136,1-728,9

АС101 20.08.05 12347 ФН 21 262 1-14,1 3974,8 45,1-508,1 1-8 137,2-792,6

АС101 19.08.05 477Р ТНФ 17 393 0,62-10,2 7630,9 645,9-2582,3 1-7 40,6-862,5

АС101 19.08.05 12277 РА 75,1 180 0,94-15,98 2806,1 98,7-705,5 1-7 70,7-1159,8

АС101 20.10.05 15994 ЭО 16 221 0,93-490,96 309,9 2,8-34,9 1-8 155,8-23602,6

АС101 20.10.05 12249 ФН 19 222 5,37-1449,5 281,9 2,4-33,5 1-7 488,9-437173

АС101 20.10.05 12180 ТНФ 18 245 5,6-791,94 426,2 3,5-31,8 1-8 2190-109285,4

АС101 20.10.05 12204 РА 18,5 195 5,9-1039,7 196,7 3,2-36,2 1-5 566,1-49374,6

Примечание:

РА — Роданистый аммоний; ФН — Флуоресцеин натрия; КА — Карбамид; ЭО — Эозин; ТНФ — Тринатрийфосфат; * — после ПДС

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 12 \\ декабрь \ 2006

Таблица 2. Основные параметры продвижения закачиваемой жидкости от нагнетательных скважин

Вид трассера № скважины Диапазон скорости, м/час Объем каналов, м3 Проницаемость, мкм2 Раскрытость каналов, мм Непроизводительная закачка воды, %

ЭО 15908 5,37-19,11 6115,5 136,1-728,9 1,4 10-4 18,4

ФН 12347 1-14,04 3978,84 137,792,6 1,4 10-4 17,4

ТНФ 477Р 0,62-10,13 7630,9 40,6-862,5 0,5 10-4 3,1

РА 12277 0,94 - 15,98 2806,06 70,7 - 1159,8 0,9 10-4 1,1

ЭО 15994 0,93-490,96 309,9 155,8-23602,6 0,07 3,3

ФН 12249 5,37-1449,5 281,9 488,9-437173 1 2,1

ТНФ 12180 5,6-791,94 426,2 2190-109285,4 0,8 2,3

РА 12204 5,9-1039,7 196,7 566,1-49374,6 0,32 0,1

Раскрытость, мм-10"3 Количество скв. обнаружен трассер / всего исследовано Ктекохв Кконзав

9 6/19

7/8

90 14/21 0,417 0,679

110 20

1,2 21/94

2,6 12/99 0,693 0,846

4,6 24/99

4,2 28/94 0,621 0,841

19/49

4,6 13/62

6,9 12/59

7,4 17/71

12,8 13/63

20,6 9/39

18/74

12,9 17/72

11,5 25/37

11/37

4/38

23 28/121

21 11/80

62 7/16

4/16

17/48

12,2 18/20

13/41

12 5/5

100 17/22

100 14/22

30/116

33/116

37

0,1-20,5 11/14

100 11/14

39/51

30/51

500 69/92

500 67/92

16/17

700 16/17

1,4 6/16

1,4 6/16

0,8 7/16

0,9 8/16

0,07 8/16

1 5/16

0,8 6/16

0,32 6/16

Примечателен тот факт, что использование методов повышения нефтеотдачи с целью тампонирования каналов НФС позволяет в среднем на 66% устранить их влияние. Однако, по истечении некоторого времени дополнительно увеличивается число каналов НФС. После деструкции осадкообразующей системы, число и объем каналов НФС возрастает. Тем самым снижается коэффициент охвата и, соответственно, нефтеотдачи. Поэтому к использованию методов ПНП необходимо подходить довольно осторожно. Это говорит о необходимости периодичности и системности проведения методов ПНП.

Распределение трассеров по простиранию осуществляется преимущественно в двух взаимно - перпендикулярных направлениях:

• с юго - запада на северо - восток;

• с северо - запада на юго - восток,

с незначительными флуктуациями, т.е. в стороны остаточной намагниченности коллектора, которая сохранилась с

времен формирования залежи. Рассмотрим трассерные исследования на примере объекта «А» одного из месторождений Западной Сибири. С целью определения гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, степени влияния закачки на показатели разработки, определения местоположения перспективных участков для первоочередного разбуривания и оптимизации работы добывающего и нагнетательного фонда скважин на объекте «А» были проведены трассерные исследования. Одновременно в 2005 г. было закачано восемь различных индикаторов в восемь различных нагнетательных скважин. Розы - диаграммы приведенных скоростей фильтрации по пласту в целом представлены на рис. 1. Анализ приведенных скоростей фильтрации показывает, что преимущественное распределение закачиваемой воды, меченой индикатором, происходит в двух взаимно - перпендикулярных направлениях

Рис. 3. Распределение фазовой проницаемости от скважины 12277

Таблица 3. Параметры продвижения трассера РА по пласту «А» от нагнетательной скважины 12277

№ скв. Расстояние м/ у нагнетат. и добывающими скв., м Время от конца закачки до появления трассера, час Скорость прохождения трассера, м\ час Перепад забойных давлений, МПа Приведенная скорость, м/час/МПа Объем каналов НФС, м3 Всего Распределение объемов, % Проницаемость по воде, мкм2 Диаметр каналов НФС по Фиттингу, мм

I пик I пик I пик

12247 974,7 516 1,89 14,4 0,13 271,35 271,35 9,7 70,7 0,00000

12297 628,14 106,71 5,89 18,6 0,32 174,87 828,85 29,5 109,9 0,00002

12312 1028,85 368,88 2,79 18,6 0,15 28642 286,42 10,2 83,9 0,00001

12327 1364,58 464,7 2,94 11,3 0,26 379,89 662,40 23,6 196,0 0,00002

12275 519,84 49,1 10,59 13,2 0,80 144,72 347,00 12,4 230,4 0,00007

12298 1472,88 516,41 2,85 14,0 0,20 410,04 410,04 14,6 165,8 0,00001

15978 801,42 105,25 7,61 14,7 0,52 223,11 803,07 28,6 229,4 0,00005

15943 2534,22 158,58 15,98 19,3 0,83 705,50 1230,17 43,8 1159,8 0,00056

• с северо-востока на юго-запад и наоборот;

• с юго-востока на северо-запад и наоборот.

Проведенные трассерные исследования позволили обнаружить техногенные нарушения. Основные параметры продвижения закачиваемой жидкости по пласту от восьми нагнетательных скважин приведены в табл. 2. Приведем подробнее одно из характерных трассерных исследований по скважине 12277. Опытно-промышленные работы начаты в августе 2005 года закачкой трассера в скважину 12277. Через нагнетательную скважину в пласт АС101 ввели 20 м3 раствора роданистого аммония с концентрацией 15 г/л при давлении нагнетания на устье скважины 75,1 МПа и приёмистости 180 м3/сут.

Параметры продвижения трассера по пласту рассчитывались по методике института СевКавНИПИнефть, как наиболее достоверно отражающей параметры продвижения трассеров по пласту [6]. Результаты расчётов по определению параметров продвижения индикатора РА по пласту «А» от скважины 12277 приведены в табл. 3. Роза - диаграмма приведённых скоростей перемещения индикатора РА от скважины 12277 представлена на рисунке 1. Анализ проб жидкости на присутствие трассера РА проводился по 16 скважинам. Анализ интерпретации закачки трассера РА на участке со скважиной 12277 (табл.3) показывает, что из исследуемых 16 скважин в 8 из них обнаружены поступления трассера в течение 49,1-668,83 часов с момента его

3ÏÏÎÏÏSS3ÈS5GS!;ESÎÎ!33l3Sa33SÎÏ358 НЙЯрнБЯЯняаЯвнчйЯНЙвЯиЛЯнЙЙЯЙЯвЙ

¿тжшшшфшншт1

- ДиБц^ы лефтк тв^щш, тыс г —— .î^uC u'Cj : г. : : ^.uitü , т ни : Зайти ии ци, тш г I

Рис. 4. Основные технологические показатели разработки пласта «А»

закачки. Расстояния от скважины 12277 до этих скважин колеблются от 519,84 до 2534,22 метров. При этом скорости прохождения индикатора по пласту к этим скважинам варьируют в довольно широком диапазоне: 0,9415,98 метров в час. Скорости прохождения части закачиваемой воды, меченной индикатором РА, значительно (на 3-5 порядков) превышают характерные скорости фильтрации воды в поровом коллекторе. Приведённые скорости также на три - пять порядков превалируют над характерными значениями и находятся в интервале 0,130,83 м/час/МПа. Пробы жидкости в большинстве случаев представляют собой эмульсии. Образование эмульсий предполагается за счет турбулентного движения нефти и закачиваемой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления (число Рей-нольдса превышает 500000). Вышеуказанные факторы свидетельствуют о наличии в пласте разветвлённой сети аномально высокопроницаемых каналов фильтрации (или низкого фильтрационного сопротивления -НФС), которые существенно влияют на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечения. Объём каналов НФС в пласте от скважины 12277 составляет 2806,06 м3. Распределение объёмов каналов НФС по направлениям к добывающим скважинам находится в диапазоне 98,76-705,5 м3 и показано на рисунке 2. Проницаемость по воде каналов НФС по направлениям к добывающим скважинам выше сред-

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕШТЕГАЗ \\

№ 12 \\ декабрь \ 2006

Рис. 5. характеристика вытеснения объекта «А»

Рис. 6. Критериальная зависимость нефтеотдачи от обводнения

непластового значения и колеблется в интервале 70,7-1159,8 мкм2. Распределение фазовой проницаемости по воде приведено на рисунке 3. Анализ индикаторных исследований показывает, что поступление трассера к добывающим скважинам происходит неравномерно (пики подъема концентрации трассера РА от одного до семи). Этот факт свидетельствует, что трассирующий агент продвигается не по одному, а по нескольким каналам НФС, которые отличаются протяженностью, объемом и проницаемостью (табл. 3). На основе индикаторных исследований произведена попытка оценки площади поперечного сечения каналов НФС. Принимая, что длины каналов НФС равны расстоянию между нагнетательной скважиной 12277 и добывающей скважиной, и каналы НФС имеют круглое сечение, то их средний диаметр оценивается величиной 0,9.10-4 мм (по Фиттингу).

Непроизводительная закачка воды, т.е. часть воды фильтрующаяся по каналам НФС составляет 1,1 %. Индикаторные исследования, проведённые в районе скважины 12277 показывают преимущественное распределение направлений продвижения трассирующего агента в трех направлениях: северо - восточном, юго - восточном и юго - западном. С учетом трассерных исследований проведем краткий анализ разработки пласта «А». На рисунке 4 показаны основные показатели разработки. Нарастающее бурение (ввод новых скважин), ГРП и ряд других геолого-технических мероприятий позволяет

наращивать темпы добычи нефти и жидкости. Специфические геолого-физические параметры и ГТМ позволяю регулировать процесс разработки, что стало возможным снизить обводненность продукции с 27% до 19%. Надежная корреляция гидропровод-ности и накопленных отборов нефти позволяет выделить перспективные участки для первоочередного бурения с учетом фильтрационных потоков. Анализ коэффициента нефтеизвлече-ния, проведенного по нескольким характеристикам вытеснения, свидетельствует, что он будет достигнут (рисунок 5). Текущий коэффициент охвата заводнением составляет 0,488, конечный составляет 0,898. Критериальная зависимость (коэффициент нефтеотдачи -обводнение) свидетельствует о соответствии процесса разработки проектным показателям (рисунок 6).

На основе анализа разработки с учетом трассерных исследований предложены технологии и объемы применения с учетом опыта на месторождениях Западной Сибири по повышению нефтеотдачи пластов, ОПЗ, комплексных ОПЗ, которые могут существенно повысить нефтеотдачу пласта и интенсифицировать процесс разработки. В Западной Сибири проведено несколько десятков тысяч ГРП. Однако, ни в одной компании не проведено комплексных трассерных исследований (до и после проведения ГРП), которые являются основной базой на ответ - является ли ГРП методом ПНП или только методом интенсификации? Проведение трассерных исследований необходимо на всех стадиях разработки:

на первой и средней стадии разработки трассерные исследования позволяют уточнить параметры разработки (сетку и плотность скважин), стратегию разбуривания, активно рекомендовать мероприятия по проектированию;

на стадии прогрессирующего обводнения трассерные исследования дают возможность надежно обосновывать применение методов ПНП (циклическое воздействие, физико - химические методы, ОПЗ, РИР), и выявлять зоны обводнения и зоны,не охваченные воздействием; на четвертой стадии - трассерные исследования позволяют надежно определять зоны с пассивными запасами и разрабатывать методы для их вовлечения в активную разработку; до и после ГРП; до и после ПНП.

литература

1. Гиматудинов Ш.К. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, Недра, М. - 1983 - с. 396 - 409.

2. Голф - Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов, Недра, М. - 1986 г.

3. Трофимов А.С., Ибрагимов Л.Х, Ситников А.А. Ограничение водопритоков нефтяных скважин по каналам низкого фильтрационного сопротивления. Нефтепромысловое дело №6 М. - 1996 г.

4. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов, Недра, М. 1986 г. с. - 158.

5. Kirk D. Method for determining flow patterns in subterranean petroleum and minerai containing formation, US4420565. Dec.13, 1983.

6. РД 39-014 7428-89. Методическое руководство по технике проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля заводнения нефтяных залежей. СевКавНИПИнефть - Соколовский Э.В. и др. - Грозный, 1989-79 с.