авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 |

Научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами (на примере месторождений западной сибир

-- [ Страница 6 ] --

Таким образом, внедрение эмульсионных систем позволило не только расширить область применения загущающих агентов, но повысить технологическую эффективность, которая составила около 82 тыс. т нефти. В 1996г. было проведено в ОАО "Ноябрьскнефтегаз" 1823 обработки на 1186 скважинах. На Суторминском месторождении обработано 108 добывающих и 202 нагнетательных скважины. При этом количество обработок составило соответственно 114 и 308. С целью выравнивания профиля приемистости проведено 192 обработки на 112 скважинах, а для увеличения приемистости 116 обработок на 90 скважинах. Дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 59,6 тыс.т., а по нагнетательным 211,1 тыс.т., в т. ч. за счет выравнивания профиля приемистости 172,3 тыс.т.

При обработках добывающих скважин наибольшая эффективность была получена от закачки соляной кислоты с добавками гидрофобизатора ИВВ-1 и Нефтенола ВВД - 551 т нефти на обработанную скважину и грязекислотных обработок - 423 т на скважину.

Наибольший эффект от обработок нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости была достигнута от комбинированных технологий (микроэмульсия + полимер) – 1108 т/скв., закачки микроэмульсии – 1032 т/скв. и ВУСов – 880 т/скв. Для увеличения приемистости в 1996г. наиболее значительный эффект был достигнут от солянокислотных обработок с добавками гидрофобизатора и Нефтенола ВВД - 388 т на одну скважину.

Выбор участков для реализации комплексной технологии воздействия (нестационарного заводнения с адресными обработками скважин) на объекте с высокой степенью выработки Аганского месторождения осуществлялся на основе анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основе распределения остаточных нефтенасыщенных толщин

Эффективность реализации нестационарного заводнения напрямую зависит от правильного определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней проницаемости опытного участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИ и исследования кернов. На основании полученных данных рассчитывались средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах опытного участка.

В результате проведенных расчетов, было получено, что длительность полуцикла по опытному участку пласта Б8 Аганского месторождения составляет 3,5 мес.

В рамках составления «Программы работ…» был проведен расчет среднемесячной закачки по каждой нагнетательной скважине, а поскольку все нагнетательные скважины в полуцикле закачки должны работать с предположительно максимальной приемистостью, то объемы закачиваемой воды по выбранному опытному участку пласта БВ8 были скорректированы на основании реальных возможностей системы ППД.

Для увеличения эффективности процесса нестационарного воздействия на фонде скважин системы ППД было запланировано проведение работ, направленных на перераспределение потоков дренирующей воды в пласте в целях повышения охвата пласта заводнением как по мощности пласта, так и по площади, а также ограничения объема попутной воды, поступающей в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам.

Планирование геолого-технических мероприятий (ГТМ) осуществлялось на основе проведенного анализа имеющейся геолого-промысловой информации и состояния процесса разработки в целом с использованием данных ГИС-контроля и учетом намеченных недропользователем плановых ГТМ.

Реализация опытно-промышленных работ на опытном участке Аганского месторождения (объект БВ8) по испытанию комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов была начата в июне 2005г., технологическая эффективность от применения комплексной технологии, рассчитанная по методу характеристик вытеснения в соответствии с РД-153-39.1-004-96, оценивается в количестве 25125 тонн дополнительно добытой нефти, по состоянию на
01.05.06г. (рис. 5)

 арактеристика вытеснения Qн=А+ВlnQж по опытному участку Аганского-6

Рисунок 5 Характеристика вытеснения Qн=А+В

lnQж по опытному участку
Аганского месторождения

В ходе реализации комплексной технологии были выполнены адресные обработки
5-ти нагнетательных скважин (№№ 1614, 1618, 1593, 491, 493) обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ в целях перераспределения фильтрационных потоков. Объем закачки составлял 100-200м3 на одну нагнетательную скважину при удельной закачке от
10 до 21,7 м3/м перфорированной толщины. Общий объем закачки обратной эмульсии составил 800м3.

В результате проведенных обработок нагнетательных скважин по окружающим реагирующим добывающим скважинам на 01.05.06г. было получено (по методу характеристик вытеснения) дополнительно 12972 т. нефти, т. е. 2594 т. дополнительной нефти на одну скважино-обработку (16,2 т. дополнительной нефти на 1м3 закачанной обратной эмульсии).

В целях совершенствования процесса разработки низкопроницаемого пласта ЮВ1 Аригольского месторождения и подготовки соответствующей программы работ был проведен анализ причин опережающего обводнения, который выполнялся на основе детального изучения процесса разработки, построения карт проницаемости, песчанистости, эффективных и нефтенасыщенных толщин пласта, гидропроводности, распределения по площади залежи геологических параметров, остаточных извлекаемых и геологических запасов, нефтенасыщенности.

Анализ карты текущей обводненности пласта за период 2003-2005г.г. показывают, что по состоянию на 01.01.04г. залежь пласта ЮВ1 была не обводнена, за исключением района скв. 249 (обводненность 22,3%), расположенной в центральной части залежи. Продвижение фронта законтурной воды было на тот момент достаточно равномерным.

Анализ данных, показывает, что по состоянию на 01.01.06г. картина обводнения залежи существенно изменилась - появились сильно обводненные участки пласта (вплоть до 80%.), среди которых можно выделить четыре основные зоны:

1. Зона обводнения в центральной и восточной частях залежи: р-н скважин 248-249, скв. 258, скв. 313, скв. 305.

2. Зона обводнения в северной части залежи; р-н скважин 230, 225 и р-н скважин 209, 216.

3. Зона обводнения в западной части залежи: р-н скважин 408, 409.

4. Зона обводнения в южной части залежи: р-н скважин 329, 331.

Проведенный анализ степени выработки объекта эксплуатации и причин раннего обводнения скважин показал, что:

– коллектор залежи характеризуется высокой неоднородностью по толщине. Показано, что значительная доля прослоев имеет малую толщину и высокие пористость и проницаемость. Эти прослои являются потенциальными кандидатами на опережающее обводнение продукции скважин, поскольку имеют высокую гидропроводность и небольшие запасы.

– в ряде скважин при незначительных накопленных отборах запасов обводненность достигает высоких значений. В основном это происходит на скважинах после проведения ГРП, которые выполнялись в 2004-2005г.г. (с закачкой более высоких объемов проппанта).

На основании анализ состояния разработки участков быстрого обводнения пласта ЮВ1 Аригольского месторождения и в целях устранения негативных процессов, связанных с опережающим обводнением продукции скважин была разработана программа работ, включающая в себя проведение мероприятий по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин в зонах интенсивного обводнения, оптимизацию давлений нагнетания, в особенности для скважин «проблемных» зон. В рамках осуществления данной программы определены скважины, на которых рекомендуется проведение работ по ликвидации заколонных перетоков.

Реализация комплекса мероприятий по повышению эффективности процесса разработки пласта ЮВ1 Аригольского месторождения была начата с выбора опытных участков и проведения работ по адресным обработкам скважин. Выбор участков осуществлялся на основе анализа текущего состояния разработки, результатов определения причин опережающего обводнения продукции скважин, карт плотности остаточных подвижных запасов, распределения нефтенасыщенности, результатов комплекса геофизических исследований скважин (ГИС-контроля) и т.д.

В ходе работ на 4-х опытных участках Аригольского месторождения с целью перераспределения фильтрационных потоков обработано 10 нагнетательных скважин, в том числе проведено 13 обработок по следующим технологиям: гелеобразующие составы (ГОС) – 6 обработок, гидрофобные эмульсионные системы (ГФЭ) - 5 обработок, кислотные обработки (ГКО) - 2 обработки.

Общая технологическая эффективность проведенных ГТМ на 01.01.2007г. составила более 11 тыс. т дополнительно добытой нефти.

Аналогичные работы по испытанию комплексной технологии в период 2005-2006г.г. было осуществлено на 8-ми участках, расположенных на 6-ти месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», результаты внедрения комплексной технологии (по состоянию на 01.01.2007г.) представлены в табл. 4.

Анализ полученных результатов и технологических показателей опытных участков показал эффективность применения технологии нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками скважин в условиях месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и подтвердил правильность как выбора объектов разработки на основе критериального подхода, так и расчета параметров реализации технологии.

Реализация технологии осуществлялась на основании специально разработанных программ, учитывающих конкретные геолого-физические условия и состояние разработки каждого из участков. Благодаря этому, осуществление технологии нестационарного заводнения и адресным обработкам скважин на опытных участках позволило улучшить показатели эксплуатации, стабилизировать обводненность продукции скважин, увеличить добычу нефти.

К положительным результатам выполняемых работ относятся также существенное сокращение объема закачиваемой и попутно добываемой воды, а так же, как отмечалось выше, вовлечение в разработку ранее недренируемых запасов нефти.

Таблица 4

Результаты внедрения комплексной технологии

на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

(по состоянию на 01.01.2007 г.)

Месторождение, пласт Технологическая эффективность, т
Нестационарное заводнение ОПЗ (ВПП, ИНТ) Всего
Аганское Б8 15150 19348,1 34498,1
Мегионское А1-2 7840,6 7232,6 15073,2
Ватинское А1-2 34674,8 1109,7 35784,5
Северо-Ореховское А1-3 не проводилось 278,7 278,7
Аригольское Ю1 не проводилось 11301,6 11301,6
Покамасовское Ю1 1511,4 3059,4 4570,8
Мегионское Б10 17808,7 17808,7
Северо-Покурское А1-2 16187,7 не проводилось 16187,7
Итого: 93173,2 42330,1 135503,3


Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.