WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 6 |

На месторождениях Производственного филиала «Эмбамунайгаз» около 50 % остаточных запасов представлены высоковязкими нефтями (вязкость превышает 30 мПа·с). По содержанию асфальто-смолистых веществ эмбенские нефти сильно различаются между собой. Так, содержание силикагелевых смол изменяется от 0,81 до 18,3 %, а содержание асфальтенов доходит до 4,60 %. По содержанию парафина нефти делятся на малопарафинистые с очень низким содержанием парафина 0,8-2,6 % и парафинистые - до 30 %. Относительная плотность нефтей изменяется в широких пределах - от 812 до 937 кг/м3.

Одним из основных факторов, осложняющих выработку пластов заводнением и физико-химическими МУН на месторождениях Эмбенского района, является высокая минерализация пластовых вод (таблица 1), на некоторых месторождениях она достигает аномально высоких значений - до 681,1 г/л (месторождение Карсак), а её относительная плотность изменяется в пределах 1068,0 до 1186,9 кг/м3.


Таблица 1 - Свойства и ионный состав пластовой воды некоторых
месторождений Эмбенского района и Урало-Поволжья

Наименование

Дос-сор

Восточ-ный

Макат

Жана-

талап

Терень- Узюк

Арланс-кое

Ромаш-кин-

ское

рН

5,7

5,9

6,9

7,1

6,0

6,5

Вязкость, мПа·с

1,109

1,102

1,143

1,036

1,112

1,049

Общая минерализ., г/л

242,0

227,7

353,3

115,3

271,2

130,0

Плотность, кг/м3

1162

1157

1187

1101

1170

1118

Содержание

ионов

Сl-, мг/экв

1598,5

2192,4

4378,0

2000,0

1378,0

4549,4

SO42-, мг/экв

следы

-

17,53

-

16,59

1,01

HCO3-, мг/экв

9,84

1,89

2,52

2,00

-

0,79

Ca2+, мг/экв

99,5

123,0

292,7

200,0

469,0

1161,2

Mg2+, мг/экв

145,00

125,58

87,30

110,00

394,10

324,04

Na++К+, мг/экв

-

-

3997,7

1692,0

3753,9

3165,8

На основе анализа результатов промысловых исследований, применения гидродинамических и физико-химических МУН показано, что в присутствии минерализованных вод, содержащих ионы кальция и магния, эффективность большинства из них резко снижается. Это обусловлено тем, что при контакте с данными ионами, происходит деструкция молекул химреагентов, абсорбция химических реагентов, образование осадков, инверсия их структур.

Установлено, что нефтяные залежи Эмбенского района характеризуются сложным геологическим строением, заключающимся в резкой невыдержанности пластов-коллекторов по площади и разрезу, значительными толщинами продуктивного пласта, многопластовостью, наличием обширных водонефтяных зон, большой проницаемостной неоднородностью, неоднородным строением по составу и свойствам нефти и пластовой воды. Это является основным фактором, определяющим недостаточно высокую эффективность методов заводнения нефтяных залежей.

Во втором разделе приведены результаты анализа эффективности разработки месторождений в неоднородных коллекторах с применением различных методов заводнения.

Системы разработки с применением заводнения должны отвечать ряду требований, основные из которых следующие:

- обеспечение оптимальных темпов отбора разведанных запасов нефти;

- достижение максимально возможной конечной нефтеотдачи продуктивных пластов при экономически оправданных затратах;

- минимальные объемы нагнетаемой воды и затраты энергии на добычу единицы объема нефти.

Изучение опыта разработки нефтяных залежей, а также теоретические и экспериментальные исследования показали, что процесс заводнения зависит от следующих факторов: степени макро - и микронеоднородности, степени вскрытия пластов скважинами, различия вязкости нефти и воды, начальной нефтенасыщенности пород пласта, степени проявления капиллярных сил при вытеснении нефти водой, наличия и размеров водонефтяных зон, системы воздействия на пласт, проявления аномалий вязкости нефти, состава и свойств пластовых и закачиваемых вод и др.

Рассмотрены особенности разработки некоторых месторождений Казахстана: Терень-Узюк, Солтанат Балгимбаев, Ровное, Юго-западный Камышитовый и Юго-восточный Камышитовый.

На основе анализа и обобщения промысловых данных по разработке данных месторождений Эмбенского района установлено следующее:

1) степень извлечения начальных извлекаемых запасов (НИЗ) на старых месторождениях с длительностью эксплуатации более 30 лет достигает 70-98 %, текущая нефтеотдача составляет 0,211 - 0,475, причем на всех месторождениях, за исключением месторождения Ровное, она ниже проектной;

2) период безводной добычи нефти на всех месторождениях непродолжителен, обводненность добываемой продукции уже на третьем году эксплуатации составляет от 2,9 до 48,4 %, в среднем – 17,6 %. В интервале текущей нефтеотдачи от 0,15 до 0,25 обводненность добываемой продукции на всех месторождениях превышает 60 % (таблица 2);

Таблица 2 - Обводненность добываемой продукции при различных значениях

текущей нефтеотдачи на некоторых месторождениях Казахстана

Месторождение

Обводненность добываемой продукции, % масс.

Коэффициент текущей нефтеотдачи, д. ед.

0,1

0,2

0,3

0,4

Терень -Узюк

66,8

95,5

96,5

97,6

Ю.З. Камышитовый

36,4

50,3

-

-

Ю.В. Камышитовый

57,9

66,3

-

-

Ровное

1,5

10,0

35,0

42,0

С. Балгимбаев

10,2

52,9

77,8

90,9

3) темпы добычи нефти от начальных извлекаемых запасов в начальной стадии разработки достаточно высоки, при = 0,05 ( – безразмерное время) на всех месторождениях они превышают 4 %. Максимальные темпы отбора нефти, равные 3,4 - 11,9 %, достигаются в диапазоне = 0,075 - 0,149. Затем темпы отбора нефти монотонно снижаются и при =1,13 - 1,83 их значения уже не превышают 1 % (рисунок 1). В 2003 г. годовой темп отбора нефти от НИЗ лишь на месторождении Ровное превысил проектный, в остальных - темпы разработки ниже предусмотренных технологическими документами;

4) добыча воды на одну тонну добываемой нефти в 2003 году составила на месторождении Ю. В. Камышитовый - 2,27 т, Ровное - 2,63 т, Ю. З. Камышитовый - 5,39 т, С. Балгимбаев - 16,5 т, и самый высокий текущий водонефтяной фактор (ВНФ), равный 42,7, получен на месторождении Терень -Узюк.

Рисунок 1 - Зависимость темпа отбора нефти от НИЗ от безразмерного времени

Сравнение проектных и фактических показателей разработки показывает, что на всех месторождениях, кроме месторождения Ровное, реализуемые в настоящее время методы заводнения не обеспечивают достижения проектных коэффициентов нефтеотдачи. Остаточные запасы нефти, приуроченные к ВНЗ и к пластам с высокой обводнённостью добываемой продукции до 99 %, относятся к трудноизвлекаемым.

Состояние разработки месторождений является типичным для поздней стадии, закачка воды не решает проблему наиболее полного вытеснения нефти. По нашему мнению, решение данной задачи возможно совершенствованием заводнения с применением МУН, основанных на снижении подвижности вытесняющего агента в высокопроницаемых, промытых зонах и подключении в разработку ранее слабодренируемых и неохваченных воздействием зон пласта. Это позволит замедлить темп падения добычи нефти, снизить содержание воды в добываемой продукции, уменьшить добычу попутно-добываемой воды и объём закачиваемой в пласт воды.

Исходя из выполненного анализа ближайшими задачами доразработки рассматриваемых месторождений являются:

1) ограничение движения вод по обводнённым зонам нефтеводонасыщенного коллектора с целью повышения конечной нефтеотдачи пластов с применением физико-химических МУН, основанных на повышении фильтрационного сопротивления обводненных, промытых зон пласта;

2) геолого-технические мероприятия по ограничению вод и доизвлечению остаточной нефти из низкопроницаемых объемов продуктивных пластов необходимо начинать на более раннем периоде разработки.

В третьем разделе приведены результаты исследования целесообразности применения методов повышения нефтеотдачи пластов, основанных на повышении фильтрационного сопротивления промытых зон, на поздних стадиях разработки месторождений.

Анализ результатов промысловых испытаний методов увеличения нефтеотдачи заводненных пластов применяемых на месторождениях, показывает, что для залежей, находящихся на поздней стадии разработки, наиболее перспективными являются физико-химические, волновые и микробиологические методы воздействия на пласт.

По механизму воздействия физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов можно подразделить на три основные группы. Такое подразделение главным образом определяется физико-химическими свойствами закачиваемых технологических жидкостей.

1 Методы, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти из пористой среды путем улучшения нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды.

2 Методы, направленные на повышение охвата продуктивных пластов заводнением.

3 Методы комплексного действия, обеспечивающие прирост и коэффициента нефтевытеснения, и коэффициента охвата пласта воздействием.

Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 6 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»