WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |

Показатели к концу первичного заводнения

МУН

Rост

Прирост коэффициента вытеснения, %

прони-цае-мость, мкм2

нач.

нефте-насы-щен-ность,

%

порис-тость,

%

коэф-фици-ент вытес-нения, %

сред-ний

коэф-

фици-ент нефте-отда-чи, %

обвод-нен-ность

про-дук-ции,

%

0,5 п.о.

1,0 п.о.

1,5 п.о.

2,0 п.о.

2,5 п.о.

1

3,200

76,6

27,5

67,4

-

100.0

ПДС

1,51

0,8

1,6

2,7

3,7

4,2

0,270

76,5

21,9

14,1

-

0,0

по пласту

-

43,8

97,6

2

3,000

79,5

26,7

78,0

-

100,0

ПДС+ алюмо

хлорид

3,94

10,4

14,2

обв.

обв.

обв.

0,250

75,1

23,5

28,3

-

0,0

по пласту

-

52,3

97,8

3

5,100

81,0

27,7

69,1

-

100,0

ПДС + АМГ

2,20

0,5

6,6

7,9

8,2

обв.

0,500

79,0

24,5

26,3

-

0,0

по пласту

-

49,2

97,3

4

5,300

78,7

26,1

73,4

-

100,0

ПДС + алюмо-

хлорид+ АМГ

6,37

9,0

13,3

14,9

15,8

16,2

0,530

79,5

24,1

24,6

-

0,0

по пласту:

-

-

-

49,9

98,4

Примечание - п.о. – безразмерные объемы прокачанной жидкости.

В качестве модели нефти использовались нефти Вятской площади Арланского месторождения и месторождения Жанаталап с добавлением очищенного керосина. Плотность нефти составляла 882 кг/м3 и 860 кг/м3, соответственно, динамическая вязкость - 28,5 мПа·с и 14,5 мПа·с. Минерализация пластовой и закачиваемой вод - 271,8-353,4 г/л.

Результатами моделирования процессов нефтеизвлечения при воздействии системы «ПДС-алюмохлорид-АМГ» на неоднородный нефтенасыщенный пласт доказано перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата заводнением в продуктивных пластах с минерализацией пластовых вод 270 г/л и выше. Закачивание раствора полимера, глинистой суспензии и модифицирующих добавок, растворы которых приготовлялись на минерализованных водах, при обводненности продукции 95-99 %, приводит к увеличению фильтрационного сопротивления высокопроницаемой части пласта от 2,20 до 6,37, к одновременному увеличению скорости фильтрации (темпа выработки) в низкопроницаемой части и извлечению дополнительного количества нефти (таблица 4).

Установлено, что разработанная технология, предусматривающая последовательное закачивание ПДС, вслед за алюмохлоридом и АМГ в обводнённый продуктивный пласт, насыщенный высокоминерализованными водами (270 г/л и выше), позволяет повысить в лабораторных условиях эффективность применения базовой ПДС на 10 - 12,0 %.

В пятом разделе приведены результаты промысловых исследований по оценке эффективности технологий совершенствования заводнения неоднородных пластов, насыщенных высокоминерализованными водами, на основе применения ПДС, модифицированных алюмохлоридом и АМГ.

В качестве объектов для промысловых испытаний были выбраны месторождения С. Балгимбаев, Терень-Узюк Республики Казахстан и Вятская площадь Арланского месторождения, приуроченные к сложнопостроенным терригенным коллекторам, насыщенным высокоминерализованными пластовыми водами (свыше 270 г/л).

Основным объектом разработки на Вятской площади является терригенная толща нижнего карбона (ТТНК), свыше 80% начальных запасов нефти на Вятской площади приурочены к пластам СVI – бобриковского и CVIo, CV, CIV, CIVo, CIII, CII, CI-тульского горизонтов, характеристики которых приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

терригенной толщи нижнего карбона Вятской площади Арланского

месторождения

Параметры

CI

CII

CIII

CIVo

CIV

CV

CVIo

СVI

Средняя общая толщина, м.

1,4

1,5

3,4

1,4

1,5

1,9

1,4

14,0

Средняя эффективная толщина, м

1,4

1,5

3,4

1,4

1,5

1,8

1,4

8,4

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

1,4

1,5

3,4

1,4

1,5

1,8

1,4

8,4

Коэффициент распространения, д.ед.

0,38

0,13

0,9

0,05

0,29

0,56

0,04

0,89

Коэффициент расчлененности, д.ед.

1,00

1,02

1,11

1,00

1,00

1,01

1,00

1,82

Коэффициент песчанистости, д.ед.

0,997

0,977

0,977

1,000

1,000

0,999

0,979

0,759

Проницаемость, мкм2

0,229

0,411

1,092

0,746

0,279

0,726

-

1,113

Пористость, д.ед.

0,19

0,19

0,23

0,19

0,20

0,21

0,18

0,23

Нефтенасыщенность, д.ед.

0,78

0,80

0,90

0,77

0,78

0,81

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |






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