Метод разработки нефтяных месторождений с взаимодействующими объектами

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.276.1/4

В.Н. Соловьева, к.т.н., гн.с. - консультант отдела проектирования и мониторинга разработки месторождений Западной Сибири (ОПиМР ЧР); М.Г. Колбунов, e-mail: mgkolbunov@rn-ntc, заведующий сектором отдела проектирования и мониторинга разработки месторождений Западной Сибири (ОПиМР ЗС), ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»; О.В. Савенок, к.т.н., доцент, Кубанский государственный технологический университет

метод разработки нефтяных месторождений с взаимодействующими объектами

Обоснован метод разработки взаимодействующих объектов, позволяющий повысить эффективность их разработки за счет использования совокупности воздействия на процесс вытеснения нефти гидродинамических сил и сил гравитации.

Объекты эксплуатации выделяются на месторождениях на начальной стадии проектирования их разработки, когда представление о геологическом строении месторождения формируется по данным разведочных скважин. Естественно, при выделении самостоятельных объектов эксплуатации используются также и месторождения-аналоги, расположенные в районе проектируемого месторождения.

Принципы выделения залежей нефти в самостоятельные объекты эксплуатации на месторождении общеизвестны и предполагают наличие одного или комплекса факторов, которые при объединении залежей в один объект снижают их нефтеотдачу.

Одним из определяющих факторов, наличие которого позволяет выделять пачки нефтенасыщенных пластов в самостоятельные объекты эксплуатации, является присутствие между ними непроницаемого раздела из глин или других пород. С использованием этого фактора в самостоятельные объекты эксплуатации выделены пачки пластов в неогеновых и палеогеновых отложениях с флишевым строением на таких крупнейших месторождениях Кубани, как Ахтырско-Бугундырское и Анастасиевско-Троицкое, или, например, в Тимано-Печорской нефтеносной

провинции выделяются в самостоятельные объекты залежи нефти в нижнепермских и верхнекаменноугольных отложениях, где коллектор приурочен к карбонатным породам, и другие. Рассмотрим результаты эксплуатации взаимодействующих объектов на примере разработки залежей нефти с флишевым строением коллекторов в V и VI горизонтах меотиса Анастасиевско-Троицкого месторождения Краснодарского края и залежей нефти с карбонатными породами в нижнепермских и верхнекаменноугольных отложениях Салюкинского месторождения Тимано-Печорской нефтеносной провинции.

В структурном плане залежи нефти в V и VI горизонтах Анастасиевско-Троицкого месторождения в плане полностью совпадают (рис. 1, 2) и были введены в разработку одновременно в 1955-1956 гг. Размер залежей - 12 х 2,7 км, этаж нефтеносности - 136-120 м, начальный ВНК определен в V горизонте на абсолютных отметках -1470 м, VI горизонте на абсолютных отметках -1480 м. Коллекторами являются слабосцементиро-ванные алевролиты и алевриты. Коллектор и пластовые нефти залежей имеют одинаковые характеристики: пористость - 0,23, нефтенасыщенность -0,65, вязкость пластовой нефти - 0,49

Рис. 1. Структурная карта кровли V горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения

мПа*с, газонасыщенность - 90 м3/т. Флишевое строение - это слоистое и микрослоистое строение объекта с большим количеством проницаемых слоев и прослоев (до 12-15 шт.), толщина прослоев колеблется от 0,2 до 2-3 м. Проницаемые прослои разделены прослоями глин толщиной от 0,2 до 3-5 м. Нефтенасыщенные прослои имеют прерывистый характер. Прерывистость наблюдается даже на расстоянии 50-100 м: например, в скв. 753 и скв. 1804, расположенных на расстоянии 100 м друг от друга, эффективная нефтенасыщенная толщина V горизонта составляет 9,1 и 1,1 м соответственно. Начальные геологические запасы нефти

V горизонта в 1,54 раза выше, чем запасы в VI горизонте, в основном за счет большей эффективной нефтенасыщенной толщины. Скважины VI горизонта по производительности превосходят скважины V горизонта в среднем в 1,2 раза, треть скважин VI горизонта превосходит по производительности скважины V горизонта в 1,3-3,1 раза. Глинистый пласт, разделяющий залежи нефти в V и VI горизонтах, зонально неоднороден и имеет толщины от 1,5 до 10 м.

Залежи разбурены круговыми рядами скважин, расположенных по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 350 х 350 м в V горизонте и 300 х 300 м - в VI горизонте. Залежи разрабатывались с законтурным заводнением, на поздней стадии была опробована внутриконтурная закачка в единичные обводнившиеся добывающие скважины. Различие в системах разработки этих залежей состоит в способе подъема пластовых жидкостей: скважины V горизонта эксплуатировались газлифтным способом, что позволяло в условиях низкого пластового давления (на уровне гидростатического и ниже) добывать обводненную и высокообводненную продукцию, а скважины VI горизонта эксплуатировались фонтанным способом, это приводило к снижению дебита из-за самоглушения скважин при прорывах воды. Газлифтный способ эксплуатации позволил увеличить продолжительность эксплуатации скважин

V горизонта до 25-27 лет, средняя продолжительность эксплуатации скважин VI горизонта составляет 16-18 лет, при

Рис. 2. Структурная карта кровли VI горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения

16000

14000

12000

н

& о 10000

£ 8000

Ї

6000

ко

й 4000

2000

I Газлі фт

я*

\/ ЧУ

Г / V

01.1991 г. не скв.557 нага ревод злифт

// 7 \ 1

І/і V/

1

1957 1962 1967 1972 1977 1982 1987 1992 1997 2002

Годы 2007

100

90

80

70

60

50

40 , 30 20 10 О

нефть - скв.557

нефть - скв.567

жидкость - скв.567

п обводнённость - скв.567

Рис. 3. Динамика добычи нефти, жидкости и обводненности скважины № 557 (V горизонт) и скважины № 567 (VI горизонт) Анастасиевско-Троицкого месторождения

16000

14000 -

12000 -

и

! 10000 -

і 8000

¥

ю

* 4000 -

2000 -

Г илиф Г

А

07.1 998 г. перевод -73 на газлифт

СКВ.І

.

Годы

1956 1961 1966 1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006

100 90 80 70 60 50 40 , 30 20 10 0

нефть - скв.573

нефть - скв.47

жидкость - скв.47

3 обводнённость - скв.47

Рис. 4. Динамика добычи нефти, жидкости и обводненности скважины № 573 (V горизонт) и скважины № 47 (VI горизонт) Анастасиевско-Троицкого месторождения

Рис. 5. Динамика добычи нефти, жидкости и обводненности по залежам нефти V и VI горизонтов Анастасиевско-Троицкого месторождения

17

S

О

о

Ч©

a is

н

а>

1 14 >0)

5

а

х

I

I 13

1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

V горизонт VI горизонт

Рис. б. Динамика изменения пластового давления по залежам нефти V и VI горизонтов Анастасиевско-Троицкого месторождения

этом водонефтяной фактор у скважин V горизонта составил 0,5-1,0, а у скважин

VI горизонта - 0,01-0,03, у некоторых газлифтных скважин, эксплуатировавших VI горизонт (их было 10% от общего количества), он составил 0,3. Примеры различия динамики технологических показателей скважин, эксплуатировавших V и VI горизонты, приведены на рисунках 3 и 4. На рисунке 3 показаны технологические показатели скв. 557 и скв. 567, расположенных в 20 м друг от друга, то есть они полностью отражают различие характера выработки запасов нефти V и VI горизонтов в зоне этих скважин. По рисунку 3 видим, что

скв. 567 - VI горизонт - после попытки интенсификации отборов в 1967-1970 гг. обводнилась за один год в 1971 г. и прекратила подачу пластовых жидкостей, а скв. 557 - V горизонт - продолжала эксплуатироваться до 1984 г., обводнилась, прекратила подачу, в 1992 г. была переведена на газлифт-ный способ эксплуатации и продолжает подавать обводненную продукцию до настоящего времени. Аналогичная динамика показателей эксплуатации и по скв. 573 и скв. 47 - соответственно

V и VI горизонты, эти скважины расположены на расстоянии 250 м друг от друга. По рисунку 4 видим, что более

поздний период перевода скв. 573 на газлифтный способ эксплуатации оказался менее эффективным по дополнительной добыче нефти. В целом сопоставление показателей эксплуатации показывает, что скважины V горизонта дренируют значительно большие запасы, чем скважины VI горизонта. Динамика добычи нефти и обводненности залежей в целом показана на рисунке 5, а на рисунке 6 приведено сопоставление приведенных пластовых давлений. По последнему рисунку 6 видим, что пластовые давления в горизонтах одинаковы, несмотря на более интенсивную эксплуатацию горизонта V.

Данные рисунка 5 показывают, что по

VI горизонту рост обводненности скважин начался с 1980 г., когда в действующем фонде осталось менее 8% пробуренных скважин и часть действующих скважин была переведена на газлифтный способ эксплуатации с обводненностью 19-49%. Оценка состояния разработки залежи в этот период показала, что по залежи VI горизонта достигнута нефтеотдача всего 0,156. В этот же период по залежи V горизонта в действующем фонде осталось 18% пробуренных скважин и достигнута нефтеотдача 0,391, то есть в 2,5 раза выше. Ввиду одинакового строения залежей и свойств их коллекторов и пластовых нефтей на основе данных о достигнутых величинах нефтеотдачи был сделан вывод о наличии большого объема остаточных запасов нефти в залежи VI горизонта и принято решение о бурении большого количества новых, уплотняющих сетку скважин. Всего с 1983 г. дополнительно было пробурено 64 скважины (рис. 1, 2). Более половины из пробуренных скважин при опробовании дали воду, другая часть дала высоко обводненную продукцию, и 15 из них отрабатывались газлифтным способом. По всем высокообводненным скважинам получен небольшой объем дополнительной нефти, то есть результаты бурения большого количества дополнительных скважин установили довольно высокую выработку запасов нефти VI горизонта и отсутствие в нем ранее прогнозируемых остаточных промышленных запасов нефти. Внутриконтурная закачка воды в скважины и V и VI горизонтов не показала прямого взаимодействия нагне-

Структурная карта кровли коллектора пласта Рі2

Структурная карта кровли коллектора пласта Рі1

с.

/

и

I '•

I

Структурная карта кровли коллектора пласта С2-С3

Геологический разрез по линии скважин 1-1

по линии скважин ГГ-П

Рис. 7. Структурные карты кровли коллекторов Салюкинского месторождения

тательных и ближайших добывающих скважин при разной интенсивности закачки: закачиваемая вода уходила вниз под залежи.

Оценка эффективности эксплуатации скважин газлифтным способом на

VI горизонте (всего 12 шт.) показала, что их эффективность выше окружающих фонтанных скважин на 30%. Если эту эффективность распространить на все пробуренные скважины, то тогда, возможно, нефтеотдача залежи VI горизонта могла бы составить 0,203,то есть возможная нефтеотдача много ниже, чем достигнута нефтеотдача на залежи

V горизонта.

Объяснение полученных результатов мы видим в следующем. Высокие депрессии, созданные в скважинах V горизонта при фонтанном и газлифтном способах эксплуатации, создали общий перепад давления между верхним и нижним объектами, и произошел переток нефти из нижнего объекта в верхний. Переток нефти происходил как через гидрогеологические окна (зоны слияния пластов), так и через глинистый раздел между объектами, который оказался проницаемым. В работе [2] показано, что в Азово-Кубанском нефтегазоносном бассейне в неогене и палеогене преобладают глины, отличающиеся повышенными значениями нефтематеринского потенциала - до 500 и более граммов углеводородов на 1 м3 породы.После генерации нефти в глинах и последующей ее миграции в нефтеносные ловушки глины становятся в той или иной мере проницаемыми, и пластовые залежи с ясно выраженной слоистостью объекта вырабатываются преимущественно как массивные залежи лишь с небольшим фронтальным продвижением пластовой или закачиваемой воды. При разработке залежей нефти с флишевым строением основным мероприятием по снижению обводненности скважин является перенос интервала фильтра в прикровельную зону, то есть осуществляется уход от подошвенной воды.Однако в условиях неоднородности и прерывистости как проницаемых, так и глинистых прослоев при названном мероприятии теряется контроль за полнотой выработки нефти всего объекта эксплуатации. Салюкинское месторождение представляет собой узкую вытянутую антикли-

наль северо-восточного простирания, с запада осложненную крупным тектоническим нарушением, пересекающим обе залежи нефти, выделенные в самостоятельные объекты эксплуатации, -это залежи в верхнекаменноугольных С2-С3 и нижнепермских Р1 отложениях (рис. 7). Обе залежи приурочены к карбонатным породам,коллекторы которых представлены биоморфными и органогенно-детритовыми известняками. Коллекторы характеризуются наличием множества трещин и микротрещин,

каверн, рыхлых разностей пород. Тип коллекторов - порово-каверновый. Разделом между залежами в пермских и верхнекаменноугольных отложениях являются глинистые известняки с прослоями аргиллитов, мергелей и глин. Размер структуры по изогипсе -1480 м составляет 20 х 2 км.

Залежь нефти в пермских отложениях классифицируют как пластовосводовую, тектонически и литологически экранированную. Залежь нефти в верхнекаменноугольных отложениях

Рис. 8. Динамика добычи нефти, жидкости и обводненности по залежам нефти С2+С3 и Р1+Р2 эксплуатационных объектов Салюкинского месторождения

Рис. 9. Сопоставление пластового давления по залежам нефти С2+С3 и Р1+Р2 эксплуатационных объектов Салюкинского месторождения

относят к типу массивных, тектонически и литологически экранированных. Этаж нефтеносности залежи в пермских отложениях составляет 135 м, залежи в верхнекаменноугольных отложениях - 79 м. Обе залежи открыты в 1971 г., до 1994 г. велась периодическая опытная эксплуатация разведочных скважин. Свойства коллекторов и нефтей обеих залежей идентичны: пористость - 0,1-0,13, не-фтенасыщенность - 0,75-0,79, эффективная нефтенасыщенная толщина: 6,7 м - Р1 и 8,6 м - С3, песчанистость - 0,1-0,26, расчлененность - 11-13, вязкость пластовой нефти - 14-18 мПа*с. Трещинная емкость пластов-коллекторов оценивается на уровне

0,3%. Плотные разделы между пластами-коллекторами пронизаны трещинами преимущественно с горизонтальным и наклонным простиранием.

Анализ расположения пластов-коллекторов в массиве карбонатных пород, по данным ГИС, в пробуренных скважинах показывает, что в нижнепермской залежи можно выделить 5 пачек расположения пластов-коллекторов, в каждую выделенную пачку входит от 1 до 3-9 слоев. Аналогично располагаются в массиве пород и пласты-коллекторы в залежи верхнекаменноугольных отложений, в которых весь разрез дополнительно расчленяется на три этажа - С3-1, С3-2 и С3-3. Первые

проницаемые слои относительно репера располагаются на разных расстояниях -от 1,5 до 5 м и более, протяженность слоев разная - от 50 до 500 м, пласты в пачках как прерываются, так и сливаются. Таким образом, в целом весь массив карбонатных пород как в нижнепермских, так и в верхнекаменноугольных отложениях содержит проницаемые слои, отличаясь зонально неравномерностью и различной степенью их плотности на единицу общей толщины. Проницаемость по керну изменяется по обеим залежам в диапазоне 0,004-7,9 мкм2, средняя проницаемость по гидродинамическим исследованиям близка и составляет 0,226 мкм2 и

0,195 мкм2 соответственно в Р1 и С3. В обеих залежах более высокой продуктивностью отличаются скважины в центральной части.

Нижнепермская залежь расположена в основном в центральной части месторождения, ее площадь нефтеносности вдвое меньше площади нефтеносности залежи в верхнекаменноугольных отложениях. Соответственно, в той же пропорции различаются и геологические запасы нефти. В нижнепермской залежи водоносные пласты вскрыты лишь в краевых скважинах, в центральной части граница залежи определена условно на а.о. -1399 м. В верхнекаменноугольной залежи и связанной с ней гидродинамически небольшой залежью в среднекаменноугольных отложениях водоносные пласты вскрыты по всей площади залежи, начальный ВНК отбивается в среднем на а.о. -1428 м. Система разработки залежей одинакова - это блочная трехрядная с расстоянием между ближайшими добывающими скважинами до 400 м, нагнетательные скважины в рядах размещены друг от друга на расстоянии 200-250 м. Плотность сетки скважин в разбуренной части составляет 34,7 га/ скв. и 27,6 га/скв. соответственно по залежам Р1 и С3. По верхнекаменноугольной залежи сформировано два полных поперечных нагнетательных ряда скважин и очаговые скважины на юге залежи, по нижнепермской залежи -один полный поперечный ряд (центральный) и очаговые нагнетательные скважины на юге и севере залежи (рис. 7). Ряды нагнетательных скважин нижнепермской и верхнекаменноу-

Рис. 10. Направление перемещения индикатора

гольной залежей в плане практически совпадают. Способ подъема пластовых жидкостей на обеих залежах - механизированный (ЭЦН).

Сопоставление динамики показателей разработки залежей приведено на рисунке 8. По этому рисунку хорошо видно большое различие залежей в характере их обводнения. Так, верхнекаменноугольная залежь вступила в эксплуатацию в 1996 г. с начальной обводненностью 10%, в последующие годы эксплуатации наблюдаем интенсивный рост обводненности, увеличение отборов жидкости вдвое в 2000-2001 гг. еще больше увеличило темп роста обводненности, с 2002 г. отбор жидкости был снижен, однако рост обводненности продукции продолжился. Максимальная компенсация отбора пластовых жидкостей закачкой воды достигала 95-190% в 2009-2010 гг. С начала разработки в залежь закачано воды 60,5% от объема отбора пластовых жидкостей. В 2010 г. при текущей обводненности 89% достигнута нефтеотдача 0,137. Нижнепермская залежь разрабатывалась с добычей безводной или маловодной продукции до 2005 г., рост обводненности начался с 2007-2008 гг., когда годовая компенсация отборов пластовых жидкостей составляла 514-428%, и соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 1:1. В это время компенсация отборов закачкой с начала разработки залежи составила 209,8 %. В 2010 г. при обводненности 31,2% нефтеотдача центрального участка составила 0,127.

Таким образом, мы видим, что, несмотря на большие объемы закачки воды, нижнепермская залежь разрабатывалась в безводном или маловодном режиме, и по ней достигнута нефтеотдача, сопоставимая с нефтеотдачей в верхнекаменноугольной залежи.

Сравним динамику пластовых давлений анализируемых залежей (рис. 9). Сопоставление показывает, что приведенные пластовые давления в залежах были близки только в начальный период разработки, во все последующие годы разработки приведенное пластовое давление в нижнепермской залежи было ниже приведенного давления в верхнекаменноугольной залежи на 3-4 МПа. На рисунке 10 показаны результаты исследований направления движения

воды, закачиваемой в нагнетательные скв. 2131 и скв. 2133 нижнепермской залежи. Исследования проведены с применением индикатора - эозина. Потокометрические исследования показали, что в скв. 2131 вся закачиваемая вода уходит в перфорированные интервалы пермских отложений, в скв. 2133 - 25-40% закачиваемой воды уходит в перфорированные интервалы (в пермские отложения), остальная часть уходит ниже перфорированных интервалов. Несмотря на полученные положительные данные по потокометрическим исследованиям, закачанный в скв. 2131 эозин обнаружен только в одной

добывающей скважине нижнепермских отложений и в 9 добывающих скважинах верхнекаменноугольной залежи. Эозин, закачанный в скв. 2133, обнаружен в единичных пробах добывающих скв. 2119 и скв. 2221, эксплуатирующих нижнепермскую залежь, а основная часть меченой жидкости получена из скв. 2120, 2127 и 2220, дренирующих горизонт С2+С3.

На основе этих исследований можно сделать вывод, что нижнепермская и верхнекаменноугольная залежи гидродинамически связаны. Поддержание пластового давления в нижнепермской залежи происходит через ее взаимо-

1 I  І і Т I I

І I  * І І I

О...........-9-..........-е-.........^.............<?..........<?

6............-6—..........<ь------------6------------6............—6

<>-

I у

-Ж

-ф-

-4

і---------------о----------------6----------------О---------------<5---------------О

Разрез по линии 1-1

7 я

А А

верхний эксплуатационный объект

нижний эксплуатацишный объект

доб доб нагн доб доб доб нагн доб

О - скважины пробуренные на верхний эксплуатационный

д - скважины пробуренные на нижний эксплуатационный

- нагнетательные скважины пробуренные на нижний эксплуатационный объект

Рис. 11. Единая система скважин с квадратной сеткой размещения

действие с верхнекаменноугольной залежью, именно этим взаимодействием можно объяснить продолжительный безводный и маловодный период разработки и более высокую достигнутую нефтеотдачу нижнепермской залежи. Таким образом, в обоих приведенных примерах наличие естественной гидродинамической связи между выделенными эксплуатационными объектами, несмотря на реализацию на них самостоятельных систем разработки, привело к превалирующей выработке верхнего эксплуатационного объекта и выработке значительных запасов нижнего объекта скважинами верхнего объекта.

Примеры выработки запасов нижнего объекта скважинами верхнего объекта имеются и на караган-чокракской залежи Октябрьского месторождения Чеченской Республики. На этой залежи 17 пачек нефтенасыщенных пластов

разрабатывались как самостоятельные объекты собственным фондом скважин. Наиболее продуктивные из них, как, например, XIII, XVI пласты-объекты, интенсивно разрабатывались с 1913-1916 гг. Пласты-объекты, лежащие ниже названных объектов, - XIV, XVIII - были введены в эксплуатацию в 1936 г. и оказались в значительной мере обводнены и выработаны, хотя они были отделены от вышележащих пластов глинистыми прослоями. На этой залежи выработка нижних объектов скважинами верхних объектов происходила через зоны слияния пластов-объектов.

Очевидно, если заранее запроектировать систему разработки объектов с использованием этого естественного процесса перетока нефти из нижнего эксплуатационного объекта в верхний, то можно избежать экономически неоправданных действий по повышению эффективности выработки запасов

нефти нижнего эксплуатационного объекта. Предлагаемый способ разработки взаимодействующих объектов состоит в создании перепада пластового давления между нижним и верхним эксплуатационными объектами за счет интенсивной эксплуатации скважин, пробуренных на верхний эксплуатационный объект, особенно в самых повышенных частях куполовидных поднятий. Скважины,пробуренные на верхний объект, работают в режиме добывающих скважин с заданной интенсивностью. Скважины, пробуренные на нижний эксплуатационный объект, используются как добывающие и как нагнетательные. Объем закачки воды должен рассчитываться на обеспечение поддержания пластового давления в обоих эксплуатационных объектах. Закачку воды рекомендуется вести под ВНК,чтобы обеспечить вытеснение нефти снизу вверх. Все скважины на оба объекта бурятся по единой квадратной сетке с обоснованной по экономическим критериям плотностью. Квадратная сетка позволяет без нарушения равномерности общей сетки половину скважин выделить на верхний объект, а вторую половину - на нижний. По нижнему эксплуатационному объекту формируется проектная система заводнения. Пример системы выработки взаимодействующих объектов по предлагаемому варианту приведен на рисунке 11, где показана девятиточечная площадная система заводнения по нижнему эксплуатационному объекту (эта система заводнения может быть обоснована и по результатам разработки вышеописанных взаимодействующих объектов, где нагнетательные скважины показали высокую приемистость). На поздней стадии разработки обводнив-шиеся добывающие скважины верхнего объекта рекомендуется добуриватьдо нижнего объекта, с целью контроля и выработки возможных остаточных запасов объекта, а обводнившиеся добывающие скважины нижнего объекта переводятся на верхний объект также для его довыработки.

Преимущество этого способа увеличивается за счет того, что изменяется направление вытеснения нефти закачиваемой и пластовой водой, в связи с чем к создаваемому работой скважин гидродинамическому градиенту прибав-

ляется сильный природный фактор - это фактор гравитационного расслоения пластовой нефти и пластовой или закачиваемой воды. Расслоение пластовой нефти и закачиваемой воды за счет сил тяжести замечено при фронтальном вытеснении маловязкой нефти из тонких пластов на Западно-Сибирских месторождениях, также при закачке пара на месторождении Каражанбас с вязкостью пластовой нефти 288 мПа*с. Следует заметить, что отличительной особенностью вышеназванных взаимодействующих объектов является отсутствие между ними водонасыщенных пачек пород. На наш взгляд, этот фактор является признаком возможной

гидродинамической связи выделяемых объектов. Наличие между нефтенасыщенными пластами-объектами водонасыщенных пачек пород показало бы, что нижний эксплуатационный объект перекрыт толщей непроницаемых пород и гидроизолирован от верхних объектов. Примером такой гидроизолированности нефтенасыщенных пластов и комплекса пластов является Усть-Харампурское месторождение (ЯНАО).

Естественно, что взаимодействие объектов обнаруживается в процессе их эксплуатации, когда уже сформированы на них самостоятельные сетки скважин и системы воздействия. Однако, на наш взгляд, это взаимодействие можно уста-

новить и на стадии их ввода в разработку. Как показал анализ разработки вышеприведенных месторождений, на них отсутствует прямое взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин, закачиваемая в нагнетательные скважины вода уходит в нижележащие проницаемые пласты, и давление в залежах поддерживается через нижние высокопроницаемые, часто обводненные пласты. Поэтому предварительные данные о взаимодействии объектов можно получить на ранней стадии разработки по опытной закачке воды в залежь и исследованию взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин.

Литература:

1. Соловьева В.Н., Колбунов М.Г. Результаты разработки залежей нефти V и VI горизонтов Анастасиевско-Троицкого месторождения // Сборник научных трудов по результатам НИОКР за 2003 год/ ОАО Нефтяная компания «Роснефть».-М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2004.

2. Дьяконов А.И. Основные тектонические факторы нефтегазообразования и нефтегазонакопления (на примере АзовоКубанского нефтегазоносного бассейна). Тр. ВНИИКРнефть, вып. 11, Краснодар, 1976.

3. Соловьева В.Н., Колбунов М.Г. Вероятностная модель массивных залежей нефти в верхнекаменноугольных и силурийско-девонских карбонатных отложениях севера Тимано-Печорской провинции// Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей. тезисы 7-й международной научно-практической конференции. - Геленджик, 24-27 сентября 2007. - Краснодар, 2007.