Переинтерпретация, анализ и обобщение материалов ГДИ

     ООО «СибГеоПроект» предлагает интерпретацию, переинтерпретацию, анализ и обобщение материалов ГДИ, проведенных на месторождении.
     При подготовке заключений учитываются все требования заказчика по оформлению материалов.
       Обработка КВД проводится методом Д.Хорнера и методом касательной с определением следующих параметров:

Продуктивность
Проницаемость
Гидропроводность
Пьезопроводность
Приведенный радиус скважины
Скин-фактор

Выделяются зоны кольцевой неоднородности пласта, оцениваются их фильтрационные способности.
На основании полученных результатов, предлагаются методы воздействия на ПЗП.

Результаты применения технологий:

Месторожде- ние, площадь	Сква- жина	Пласт	Кпрод до м³/сут/ кгс/см²	Кпрод после м³/сут/ кгс/см²	Мероприятия	Резульаты
Урненское	32	Ю1	0,48	1,17	Освоение, исследование	нефть Q=105,6 м3/сут при ∆P=8,8МПа
Северо- Демьянское	30	Ю0	0,021	0,266	Освоение, исследование	нефть Q=12,44 м3/сут при ∆P=13,9МПа
Ваньеганское	856	АВ6	0,68	0,68	ГВ+СКО+СН	нефть Q=9,6 м3/сут при ∆P=3,7 МПа
Кальчинское	247	Ач	1,7	1,7	2м3 ДТ+ГКО	нефть Q=16 м3/сут
Центрально-Алымское	1	Абалак. св.	0,05	0,05	Освоение, исследование	нефть Q=5,4 м3/сут при ∆P=14,6 МПа
Ракитинская	14	Ю1	0,12	0,12	Освоение, исследование	нефть Q=4,2 м3/сут при ∆P=17,4 МПа
Восточно-мессояхская	50	БУ-12	Нефте - проявлений нет	0,06	Освоение, исследование	нефть Q=7,07 м3/сут при ∆P=13,3 МПа
Северо-Вайская	38	Ю2-3	0,2	1,2	Д/Т 0,3 м3ГВВ Освоение, исследование	нефть Q=6,23 м3/сут при ∆P=17,5 МПа

Результаты применения технологий в скважинах, вскрывших пласты с АВПД

Площадь,
месторож-
дение,
участок

Скв. №
Индекс
пласта

Интервал
освоения, м

Пласт.
давле-
ние, МПа

Депрес-
сия,

МПа

Дебит
нефти,
м³/сут
ДО

Дебит
нефти, м³/сут
ПОСЛЕ

Коэф-т прод.
м³/сут
МПа
ПОСЛЕ

Коэф-т гидро-провод-
ности
мкм2см/
мПа•с

Коэф-т прони-цаемости, мкм2

Центрально-Таркасалин.

лицен-ый участок
Д-1 Ач2+Ач3 3256-3273; 3282-3287 48,04 27,95
0,1/Ндин

=840м
26,4 6,6 0,28 0,12

-"- -"- Ач (нижняя) 3298-3316; 3321-3342 46,8 24,98 0 25,3 9,3 0,01 0,005

-"- -"- Ю1 3382-3387 50,7 23,49 0 3,65 0,31 0,0029 0,004

-"- Р-2 Ю1 3420-3429; 3432-3444 54,86 31,31 0 7,2 1,05 0,0097 0,004

Пальников-

ская
Р-90 ЮС2
3566-3587
40,25 23,01 0,2Ндин
=960м
6,32 0,2 0,02 0,072

-"- Р-72 Ю2 3467-3483; 4387-3498 39,92 16,54
пленка/

Ндин

=840м
3,12 0,72 0,07 0,127

Площадь, месторож- дение, участок	Скв. №	Индекс пласта	Интервал освоения, м	Пласт. давле- ние, МПа	Депрес- сия, МПа	Дебит нефти, м³/сут ДО	Дебит нефти, м³/сут ПОСЛЕ	Коэф-т прод. м³/сут МПа ПОСЛЕ	Коэф-т гидро-провод- ности мкм2см/ мПа•с	Коэф-т прони-цаемости, мкм2
Центрально-Таркасалин. лицен-ый участок	Д-1	Ач2+Ач3	3256-3273; 3282-3287	48,04	27,95	0,1/Ндин =840м	26,4	6,6	0,28	0,12
-"-	-"-	Ач (нижняя)	3298-3316; 3321-3342	46,8	24,98	0	25,3	9,3	0,01	0,005
-"-	-"-	Ю1	3382-3387	50,7	23,49	0	3,65	0,31	0,0029	0,004
-"-	Р-2	Ю1	3420-3429; 3432-3444	54,86	31,31	0	7,2	1,05	0,0097	0,004
Пальников- ская	Р-90	ЮС2	3566-3587	40,25	23,01	0,2Ндин =960м	6,32	0,2	0,02	0,072
-"-	Р-72	Ю2	3467-3483; 4387-3498	39,92	16,54	пленка/ Ндин =840м	3,12	0,72	0,07	0,127