Содержание к диссертации
Введение
1 Состояние проблемы влияния состава воды на эффективность гидродинамических методов повышения нефтеотдачи 10
1.1. Анализ требований, предъявляемых к системам ППД и агентам воздействия на пласт 10
1.2. Исследование источников водоснабжения для целей поддержания пластового давления нефтяных месторождений Западной Сибири 12
1.3 Анализ опыта, теоретических и лабораторных работ по обоснованиею применения воды различного состава для поддержания плас 17
1.4 Характерные особенности продуктивных пластов Приобского месторождения как объектов исследования 20
1.5 Анализ текущего состояния разработки объекта исследований 31
1.6 Анализ энергетического состояния и выработки запасов 36
Выводы по разделу 1 42
2 Результаты лабораторных исследований влияния минерализации закачиваемых вод на вытеснение нефти из оллекторов верхнемеловых отложений 44
2.1 Результаты лабораторных исследований совместимости воды различной минерализации 44
2.1.1 Ионный состав, солевая насыщенность подтоварной, сеноманской и пресной воды. Определение их физико-химических характеристик 44
2.1.2. Моделирование склонности к солеотложению смесей вод 50
2.2. Исследование набухаемости глинистого материала продуктивных пластов месторождения 57
2.5. Результаты лабораторных исследованией по оценке изменения нефтевытесняющих способностей 60
2.5.1 Описание подготовки исходного материала и лабораторной установки 60
2.6. Результаты исследования влияния набухаемости на проницаемость пористой среды 67
2.7. Результаты исследования изменения коэффицента вытеснения нефти при закачке воды различных источников 68
Выводы по разделу 2 73
3 Результаты промысловых экспериментов по использованию пресной воды в качестве нефтевытесняющего агента 75
3.1 Результаты гидродинамических исследований добывающих скажин 75
3.2 Результаты гидродинамических исследований нагнетательной скважины, закачивающей пресную воду 80
3.3 Результаты гидродинамических исследований нагнетательных скважин, закачивающих воду сеноманского яруса 83
Выводы по разделу 3 85
Основные выводы и рекомендации 87
Список использованных источников
- Исследование источников водоснабжения для целей поддержания пластового давления нефтяных месторождений Западной Сибири
- Характерные особенности продуктивных пластов Приобского месторождения как объектов исследования
- Исследование набухаемости глинистого материала продуктивных пластов месторождения
- Результаты гидродинамических исследований нагнетательной скважины, закачивающей пресную воду
Исследование источников водоснабжения для целей поддержания пластового давления нефтяных месторождений Западной Сибири
Рассмотрим на примерах проектных технологических документов на разработку нефтяных месторождений Западно Сибири, составленных в 2012-2014 гг. обоснование выбора источников водоснабжения для системы ППД.
Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение расположено большей частью на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа разрабатывается ОАО «Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз». Промышленная нефтегазоносность установлена в пластах: тюменской свиты (пласты ЮВг) средней юры, васюганской свиты (пласты
АВ7 , АВ5 , АВг ) свит нижнего мела и покурской свиты (пласты ПК22 , ПК22 , ПК22 , ПК2і) верхнего мела. Месторождение находится на третьей стадии разработки источником воды для закачки в пласт являются попутная пластовая вода, отделяемая в системе подготовки продукции (сточная), и вода с Вынгапуровского ЦПС. Максимальный годовой объем закачик рабочего агента составляет 23,2 млн.м . Вода апт-альб-сеноманского комплекса также может служить источником воды для заводнения. Утилизации в системе ППД подлежат и воды площадки ДНС с УПСВ (производственные, дождевые, бытовые, сточные) после соответствующей очистки. Применение поверхностных вод менее эффективно. Вода апт-альб-сеноманского комплекса, является минерализированной и коррозионно-активной, также как и промсточная вода. Согласно проектным решениям на месторождении планируется эксплуатация 14 водозаборных скважин, в т.ч. бурение 5 новых водозаборных скважин на водоносные пласты сеноманского яруса [22].
Восточно-Мессояхское нефтегазоконденсатное месторождение Месторождение расположено в северной части Западно-Сибирской низменности, на юго-западе Гыданского полуострова и разрабатывается ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз». Промышленная нефтегазоносность установлена в 19 пластах (ПКі_3, ПК20, ПК2Ь ПК22, МХі_2, МХ3.4, МХ7, МХ8.9, БУ6(1+2), БУ63, БУ7, БУ8, БУ9, БУ102, БУ122, БУ13\ БУ142, БУ15, БУ19). Месторождение находится на первой стадии разработки. Годовой объем закачик воды не превышает 100 тыс.м . Для водоснабжения системы ППД запланировано бурение водозаборной скважины. Требуемый среднесуточный дебит водозаборной скважины на этапе ПЭ - 124 м3/сут. Отбор воды предполагается из водоносных пластов сеноманского яруса, для этого предусмотрено бурение 8 водозаборных скважин [23].
Новопортовское месторождение расположено в северной части Западно-Сибирской низменности, на юго-востоке полуострова Ямал и разрабатывается ООО «Газпромнефть Новый Порт». Промышленная нефтегазоносность в пределах месторождения установлена в девятнадцати пластах (ПКЬ ХМЬ ХМ3, ТПо, ТПн4, БЯ22, БЯ23, БЯ24, НПЬ НП2.3, НП4, НПз1, НП52, НП7, НП8, Ю2.6, Юн1, Юц , Юц ). Источником воды для закачки в пласт на период ОПЭ определен сеноман, в дальнейшем планируется использовать подтоварную воду, недостаток воды для системы ППД восполнять за счет сеноманского комплекса, путем бурения 12 водозаборных скважин [24].
Кальчинское месторождение находится в пределах Уватского района Тюменской области разрабатывается ООО «РН-Уватнефтегаз». Промышленная нефтеносность месторождения связана с залежами нефти в пластах Ю4, Юз, Юі, Юіа , Юо, Ач3, Ач2 , Ач2 " , Ач2 " , Ачі , Ачі , Ачі и Ачі . Заводнение продуктивных пластов осуществляется подтоварной водой с УПН Кальчинского месторождения, недостаток подтоварной воды компенсируется водой из 4 водозаборных скважин, пробуренных на пласты новомихайловской свиты. Пресная вода новомихайловской свиты гидрокарбонатнонатриевого типа. Пластовая вода ачимовских отложений Кальчинского месторождения в основном гидрокарбонатного типа и совместима с водой новомихайловской свиты [25].
Северо-Тямкинское месторождение расположено на территории Уватского района юга Тюменской области, разрабатывается ООО «РН-Уватнефтегаз». Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в терригенных отложениях пластов К 4 , К 4 , Юз и Ю2 верхней подсвиты тюменской свиты. В качестве дополнительного источника водоснабжения на месторождении рекомендуется использовать подземные воды апт-альб-сеноманского горизонта. Подземные сеноманские воды обладают лучшими нефтевымывающими свойствами, чем поверхностные. Использование сеноманской воды также препятствует сероводородному заражению нефтяных пластов. В проектном документе предусмотрено бурение двух водозаборных скважин [26].
Унтыгейское месторождения расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, разрабатывается Компанией КанБайкал Резорсез ИНК. Промышленная нефтеносность связана с отложениями юрского возраста, продуктивны пласты ЮСі , ЮСг, ЮСз и ЮС4 васюганской и тюменской свит. В качестве рабочих агентов для системы поддержания пластового давления (ППД) используется апт-альб-сеноманская вода. Система ППД введена в действие в 2006 г. На Унтыгейском месторождении пробурено две водозаборные скважины. Основными компонентами добываемой воды являются: катионы натрия и калия (10 222 мг/л), катионы кальция (517 мг/л), анионы гидрокарбоната (317 мг/л), анионы хлора (16 774 мг/л). Плотность воды при температуре 20С составляет в среднем 1.014 г/см , кислотность - 5.0, общая жесткость - 393. Минерализация изменяется от 20 до 36 г/л (в среднем 28 г/л). Содержание ТВВ составляет 250 мг/л, т.е. в несколько десятков раз превышает допустимые нормы [27].
Ярудейское месторождение расположено на территории Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Нефтегазоконденсатоносность месторождения связана с отложениями нижней части котухтинской свиты (пласт ЮН12) и верхней части тюменской свиты (пласты ЮНг, ЮН2-4). В качестве рабочих агентов для системы поддержания пластового давления (ППД) планируется использовать подтоварную и апт-альб-сеноманскую воду. Для добычи воды из отложений апт-альб-сеноманского комплекса планируется бурение 11 водозаборных скважин. По технологическим показателям разработки месторождения, максимальный проектный уровень закачки воды для системы ППД составляет по рекомендуемому варианту разработки 6917,9 тыс. м . При случае полной утилизации подтоварной воды, максимальная годовая потребность в подземной апт-сеноманской воде будет составлять - 6445,5 тыс. м в 2017 году [28].
Характерные особенности продуктивных пластов Приобского месторождения как объектов исследования
Таким образом, экспериментальная проверка склонности смесей к солеотложению показала, что при смешении попутно добываемой воды с сеноманской незначительно снижается их склонность к солеотложению. Причем тенденция к снижению в смеси пропорциональна исходной склонности этих растворов к солеотложению. Смешение попутно-добываемой воды с пресной при объемном соотношении более 20% пресной воды приводит к тому, что способность к солеотложению снижается примерно в 5 раз. С целью подтверждения наблюдаемых экспериментальных закономерностей и разработки методологии прогнозирования тенденции к солеотложению смесей различных вод были проведены систематические расчеты процесса образования карбоната кальция в этих системах с использованием модуля Scale в программе PVTSim (Calsep, Норвегия). Кроме того, была сделана оценка влияния давление на образование карбоната кальция в двухфазной равновесной системе вода - нефть.
Для оценки склонности смесей подтоварной и сеноманской воды с пресной к солеотложению было проведено моделирование с использованием уравнения состояния Соава-Редлиха - Квонга (PVTSim) для нефти и существующих в растворе равновесий при различных термобарических условиях.
Моделировался процесс, а именно, образование карбоната кальция в различных термобарических условиях, причем учитывался так же процесс равновесного распределения СОг в воде с нефти. Были изучены следующие системы: а) смесь подтоварной воды с сеноманской водой; б) смесь подтоварной воды с пресной водой; в) смесь сеноманской воды с пресной водой. Для характеристики стабильности воды использовался показатель «индекс насыщености». Для карбоната кальция выражение уравнение для SI имеет следующий вид: где a 2+,a 2 - коэффициенты активности соответствующих ионов; Ksp(CaC03)- термодинамическая растворимость карбоната кальция, зависящая от температуры, давления и концентрации растворенного СОг. Если SI 0, то водный раствор пересыщен по карбонату кальция, возможно образование осадка, при SI = 0 водный раствор насыщен, при SI О раствор не насыщен, и способен дополнительно растворить карбонат кальция.
На рис. 2-7 приведены результаты расчета индекса насыщенности воды SI и количества образования кальцита в смесях вод в различных условиях. В основном моделировались условия пласта, призабойной зоны и поверхностные условия.
В пластовых условиях рассчитывался индекс насыщения (SI) и количество образующегося кальцита во всем диапазоне смешений при пластовом давлении и температуре.
В призабойной зоне пласта давление изменяется от пластового до забойного при практически неизменной температуре, поэтому моделировались условия влияния снижения давления на SI и количество образующегося кальцита.
В поверхностных условиях так же, как и в первых двух вариантах рассчитывался SI и количество кальцита но при давлении 10 ат и снижении температуры. 150.0
Выпадение карбоната кальция из смеси подтоварной и сеноманской воды при давлении 10 атм в зависимости от температуры. Из рисунков 2 и 3 видно, что в пластовых условиях (температура 92 С и давление 260 атм) с увеличением доли сеноманской воды склонность воды к солеотложению проходит через максимум при 10% содержании сеноманской воды, но затем существенно снижается. Влияние давления вплоть до 50 атм незначительно сказывается на склонности смеси вод на солеотложение, т.е. в призабойной зоне скважин при снижении давления от 260 до 50 атм тенденция осадкообразования сохранится. Влияние температуры при давлении 10 атм (поверхностные условия) значительно снижается и при 20 С и соотношении вод 1:1 солеотложение прекращается.
Смесь подтоварной воды с пресной водой. В пластовых условиях (температура 92 С и давление 260 атм) образование карбоната кальция и индекс насыщения смеси подтоварной воды с пресной водой приведен на рис.4. Влияние температуры на индекс насыщения и на количество карбоната кальция, образующийся в смесях подтоварной воды с пресной водой приведен нарис. 2.5.
Для смеси сеноманскои воды с пресной из-за малой склонности сеноманскои воды к солеотложению при всех соотношениях вод в пластовых условиях (t = 92 С, Р = 260 атм) солеотложение отсутствует. При снижении давления до 50 атм солеотложение имеет место, но оно незначительно (менее 45 мг/л кальцита). Эти результаты свидетельствуют о том, что смесь сеноманскои и пресной воды в пластовых условиях стабильна во всем диапазоне объемных соотношений в пластовых условиях. Однако, солеотложение начинается при снижении давления ниже 50 атм (рис.2.4).
Влияние температуры на солеотложение при давлении 10 атм приведено на рис. 2.7. Как видно, при температуре ниже 50 С солеотложение прекращается в смеси сеноманскои и пресной воды. го
Объемная доля пресной воды в сеноманской, % Рисунок 2.7 - Выпадения кальцита из смеси сеноманской и пресной воды в зависимости от температуры при давлении 10 атм. Использование воды из различных источников, а именно, подтоварной, сеноманской и пресной обусловливает необходимость оценить склонность таких смесей к образованию кальцита в пластовых условиях на рис.8 приведены результаты моделирования выпадения карбоната кальция в смесях попутно-добываемой, сеноманской и пресной воды.
Исследование набухаемости глинистого материала продуктивных пластов месторождения
В образцах песчаника, слагающих линейные модели, создавалась связанная вода в количестве соответствующем натурным значениям. Подготовка моделей пористых сред и их размеры удовлетворяют требованиям ОСТ 39-195-86 [62]. Контроль за замещением керосина нефтью осуществлялся путем замера газосодержания в исходной нефти и в нефти, поступающей из модели пласта: фильтрация нефти прекращалась только в том случае, если газосодержание в нефти, поступающей из модели пласта, не отличалось по величине от газосодержания в исходной нефти. При насыщении пористой среды нефтью выполнялись также рекомендации, изложенные в работе [63].
Нефть была отобрана с устья скважины № 13164 ЮЛТ Приобского месторождения с минимальной обводненностью.
Для проведения фильтрационных исследований по моделированию процесса заводнения для использования в качестве вытесняющего агента была отобрана вода из системы ППД данного объекта разработки (КНС-1). Вязкость закачиваемой воды при пластовой температуре 920С составила 0,363 мПас, плотность 0,968 г/см . Кроме того, использовались модельные воды, состав которых соответствовал ионному составу приведенного в таблице 2.3.
В опытах использовалась рекомбинированная проба нефти, которая готовилась путем растворения соответствующих индивидуальных газов в дегазированной нефти. По своим физическим свойствам рекомбинированная проба нефти не отличается от свойств глубинных проб нефти (табл. 2.13). фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности и другие.
По опытным данным нестационарной фильтрации при определении коэффициента вытеснения нефти водой производится расчет и построение кривых относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды от во донасыщенности.
Установка может использоваться для оценки эффективности химреагентов, применяемых для интенсификации добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов и бурении скважин. Фильтрационная установка собрана из комплектующих, рассчитанных на работу до 30 МПа с углеводородами и агрессивными жидкостями, такими как вода с минерализацией до 250 г/л, растворы реагентов на водной или нефтяной основе, органические, полярные, кислородосодержащие растворители, спирты и др.
Комплектация установки сменными кернодержателями для единичного и составных образцов позволяет решать широкий круг задач, связанных с физическим моделированием процессов происходящих в пласте и призабойной зоне. Установка может быть укомплектована парами насосов, что позволяет обеспечить 2-х фазную фильтрацию.
Датчик постоянного расхода жидкости состоит из двух измерительных прессов емкостью 250 см каждый, электродвигателя и редуктора. Прессы служат для нагнетания в разделительные колонки и отбора из них масла, с фиксированными объемными расходами при равных режимах работы измерительных прессов. Кроме датчика постоянного расхода, контроль за расходом жидкости осуществляется визуально по мерникам нефти и воды, представляющим собой прозрачные толстостенные цилиндры, изготовленные из органического стекла или эпоксидной смолы и заключенные в металлический корпус. Корпус имеет продольную прорезь с нанесенной вдоль нее шкалой. Расход жидкости через пористую среду определяли по объему прокаченной жидкости через определенные промежутки времени. Рисунок 2.15 - Принципиальная схема экспериментальной установки. А - азот; В - вода; М - масло; Н - нефть; Г - газ; Гл - глицерин; Мр - мерник; К - колонка; П - пресс; См - стойка-манифольд; Ф - фильтр; Дм - дифференциальный манометр. Система разделительных колонок состоит из одной или двух пар последовательно соединенных, изготовленных из коррозионностойкой стали, беспоршневых или поршневых полых цилиндров. Они служат для исключения контакта исследуемой нефти и других углеводородных жидкостей с маслом, поступающим из измерительных прессов. В разделительных колонках нефть отделяется от масла буферной жидкостью - водой или концентрированным раствором хлористого натрия, а также механически - поршнем.
Напряжение на дифференциальный манометр подается со стабилизированного блока питания. Выходной сигнал поступает на аналого-цифровой преобразователь и далее - на персональный компьютер, обеспечивающий индикацию давления в цифровой и графической форме. Аналого-цифровой преобразователь является электронным устройством. В основу принципа преобразования сигнала из аналоговой формы в цифровую положен метод двойного интегрирования, позволяющий при относительной простоте устройства получить высокую точность преобразования в широком интервале изменений входного напряжения - как следствие изменения давления.
При постановке опыта использовалась модель пласта с индексом ПС5 (табл. 2.12). С использованием этой пористой среды проводилось определение влияния различных вод на проницаемость пористых сред, составленных из естественных кернов пласта АСіг при соблюдении термобарических условий пласта. Скорость фильтрации соответствовала линейной скорости движения флюида равной 229 м/год. Средняя проницаемость по попутно-добываемой воде составляла 0,00396 мкм . Затем фильтровали сеноманскую воду до установления постоянного перепада давления, далее фильтровали воду КНС-1 и завершали фильтрацию пропусканием пресной воды. Динамика фильтрации различных вод через пористую среду приведена на рис. 2.16
Как видно из данных приведенных в таблице 2.15 снижение проницаемости по отношению к модели попутно-добываемой воды для сеноманской и подтоварной (КНС-1) незначительно 6 - 7 %, однако проницаемость по пресной воде снизилась на 23,5% что обусловлено явлением, набухаемости глинистого цемента.
С использованием ПС1 была проведена фильтрация через модель пористой среды с начальной нефтенасыщенностью 0.715. При заводнении сеноманской водой коэффициент вытеснения составил - 0.649 при остаточной нефтенасыщенности -0,245. Динамика вытеснения нефти водой представлена на рисунке 2.17.
Последующая замена сеноманской воды на пресную при заводнении коэффициент вытеснения составил - 0.699 при остаточной нефтенасыщенности -0.215.
Таким образом, последующее вытеснение пресной водой позволяет существенно повысить коэффициент вытеснения и снизить остаточную нефтенасыщенность, т.е. после заводнения водой с высокой минерализацией (сеноманская, подтоварная вода) следует начинать заводнение водой с понижением минерализации. Очевидно, при таком последовательном заводнении со снижением минерализации происходит «отжим» остаточной нефти в результате эффекта набухания глин. То есть явление набухаемости глинистого цемента может быть полезным при заводнении пресной водой или смесями на пресной воде после заводнения подтоварной или сеноманской водой и достижения обводненности добываемой продукции около 60% как способ регулирования заводнения. +
Результаты гидродинамических исследований нагнетательной скважины, закачивающей пресную воду
Из результатов ГДИ разведочных скважин видно, что проницаемость значительно изменяется по пластам, однако в настоящее временя выделен один объект разработки - АСю-і2 в котором рассматриваемые пласты эксплуатируются совместно.
Рассмотрим результаты ГДИ в добывающих скважинах с целью оценки изменения проницаемости пластов в процессе разработки месторождения.
Проведено испытание пласта АСіг " . Исследование проведено исследование посредством записи давления с датчика на приёме насоса. Данное исследование преследовало следующие цели: определение фильтрационных свойств пласта, продуктивности скважины, оценка энергетического состояния и обнаружение, при наличии, граничных условий (различных типов).
Обводненность продукции скважины № 2137 в период испытания в среднем составляла 4%, поэтому при анализе принято допущение, что флюид представлен нефтью. Фазовое (по нефти) значение проницаемости испытанного коллектора 3.8 мД. Комплексный параметр эффективной гидропроводности пласта 2.7 Д см/сПз. Значение интегрального скин-фактора отрицательное - «-5.6», что объясняется проведённым ГРП (таблица 3.2).
Было проведенно испытание пласта АС12 . Исследование проведено исследование посредством записи давления с датчика на приёме насоса. Данное исследование преследовало следующие цели: определение фильтрационных свойств пласта, продуктивности скважины, оценка энергетического состояния и обнаружение, при наличии, граничных условий (различных типов). Скважина запущена после КРС, с начальным давлением цикла КСД 167.2 атм на кровлю перфорации АС12 . Нельзя однозначно утверждать, что данное значение является точным пластовым давлением, но оно даёт представление о текущей энергетике пласта. Для получения более точных и уверенных данных относительно пластового давления (возможно и последующей корректировки ФЕС) требуются дополнительные исследования (KBУм).
Таким образом, из результатов, представленных в таблицах 3.1, 3.4 можно сделать вывод о снижении фазовой проницаемости породы по нефти, что может быть сявзано с увеличением обводненности продукции. В этой связи необходимо рассмотреть результаты исследований нагнетательных скважин до и после начала закачки пресной воды. 3.2 Результаты гидродинамических исследований нагнетательной скважины, закачивающей пресную воду.
Схема расположения исследуемых скважин В период с 19.04.14 по 05.05.14 по заказу геологической службы ОАО «НАК «АКИ-ОТЫР» в рамках проводимых диссертационных исследований на скважине № 2222 (нагнетательная, закачивает пресную воду) были проведены исследования по регистрации кривой падения давления (КПДЦ) с целью оценки изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора в связи с закачкой пресной воды. Обзорная схема размещения скважины представлены на рисунке 3.2
Из представленной на рисунке 3.2. схемы можно сделать вывод, что скважина расположена в близи границы лицензионного участка, охватывает воздействием ряд близлежащих добывающих скважин (№№ 2716, 2708, 2709, 2707, 2212, 2223). В целом работу скважины можно оценить как эффективную, о чем свидетьтсвует низкая обводненость реагирующих скважин и малый темп снижения пластового давления.
Рассмотрим параметры проведения гидродинамических исследований [76]. На скважине было выполнено исследование КПД со спуском глубинного манометра на глубину 600 м. В процессе обработки выбрана модель скважины «Трещина-равномерный поток» с изменяющимся ВСС. Основные свойства пород и параметры флюидов приведены в таблице 3.5. Результаты исследования (диагностический график) представлены на рисунке 3.3.
Таким образом, изменение проницаемости пласта после начала закачки пресной воды составило 0,5 мД (см. таблицу 3.4, средяя проницаемость пласта по скважинам с ГРП 2,67 мД) или 18,72 %. Полученные результаты совпадают с данными лаборатореных исследований (см. вывод 4 раздела 2 - снижение ппроницаемости на керне составило 23,4 %). Следовательно, при продолжении закачивания пресной воды оправдано ожидание увеличения коэффициента вытеснения нефти, в соотвествие с результатами лабораторных исследований.
Результаты гидродинамических исследований нагнетательных скважин, закачивающих воду сеноманского яруса.
В рамках диссертационного исследования была необходима оценка изменения проницаемости пласта при закачке через неё с целью ППД воды сеноманского горизонта. Для этого была выбрана одна из нагнетательных скважин (рисунок 3.5). Исследования проводились по заказу геологической службы ОАО «НАК «АКИ-ОТЫР» в период с 10.04 по 30.04.2014 г. компанией ООО «Альтаир» [78]. Из представленной схемы можно сделать вывод, что в зоне влияния нагнетательной скважины № 2638 расположены добывающие скважины №№ 2137, 2579, 2637. Исходя из материалов, представленой на рисунке 3.5 работа нагнетательной скважины оценивается как эффекктивная в связи с малой обводненностью реагирующих добывающих скважин. Рассмотрим параметры проведения ГДИ. На скважине было выполнено исследование КПД со спуском глубинного манометра на глубину 2406 м. Диагностический график, построенный с целью определения модели скважины, приведен на рисунке 3.6.