WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

- - отношение кратности изменения дебита нефти к кратности увеличения отбора жидкости:

, (3)

При этом считается, что скважины имеют высокую эффективность форсирования, если соблюдается условие:

1, Кн > 1. (4)

Если соблюдается условие:

< 1, Кн 1, (5)

то скважины имеют удовлетворительную эффективность форсирования, и если соблюдается условие:

< 1, Кн < 1, (6)

то в скважинах отрицательные результаты форсирования. Применение данных параметров принято на основании ранее проводимых анализов ФОЖ в работах В. Ф.Усенко, В.Р. Еникеева, Хисамутдинова Н.И. По приведенным выше критериям, выделены три группы скважин. По первой группе (77 скв.) процесс оказался высокоэффективным, по второй группе (102 скв.) процесс был эффективным. По третьей группе (20 скв.) ФОЖ дал наименее эффективный результат. Прирост дебита нефти не пропорционален приросту дебита жидкости. По первой группе прирост дебита нефти выше прироста дебита жидкости, а по второй и, особенно по третьей группе – наоборот.

Проведен анализ форсированного отбора жидкости по периодам эксплуатации скважин. Первый - период работы скважин обводненностью 50-85%, второй – обводненностью 85,1-95% и третий – обводненностью более 95%. По периодам определены накопленная добыча нефти, водонефтяной фактор (ВНФ) по каждой группе скважин и продолжительность эксплуатации на этапе форсирования. Накопленная добыча нефти 1-ой группы скважин DII в первом периоде эксплуатации 66,1 тыс.т., DI – 99,8 тыс.т., 2-ой группы 28 тыс.т. и 38,5 тыс.т. соответственно. Скважины работают 1,5-3,6 года. Накопленный ВНФ за период составляет 3,0 - 3,7 т/т. Накопленная добыча нефти третьей группы DII составляет 32,4 тыс.т. (за 2,2 года), т.е. ее эффективность выше, чем второй группы, DI – 11,1 тыс.т.(за 1,9года). За второй период эксплуатации накопленный ВНФ первой и второй групп (DI и DII) составляет 11,5-12,1 т/т., по третьей группе 13,8-15,6 т/т. соответственно. Накопленная добыча нефти первой и второй групп DII составляет 24,9-37,1 тыс.т., DI 41,6-43,9 тыс.т. Скважины работают 3-5 лет. Третья группа скважин за 2,5 года, отбирает 12,8-19,2 тыс.т. нефти. Первый и второй периоды (5-7 лет) форсированной эксплуатации (до обводненности 95%) приводят по всем группам к ВНФ более 15 т/т. В третьем периоде диапазон изменения добычи нефти по всем группам DII 29,8-40,1 тыс.т., DI 35,6-40,2 тыс.т. Период эксплуатации по всем группам DII изменяется от 10,2 - 12,4 года, DI - от 11,6 до 12,6 года, т.е. практически одинаков. Накопленный водонефтяной фактор по всем группам также одинаков и составляет 39-42,9 т/т. Увеличение отборов жидкости из скважин с высокой обводненностью продукции (98-100%), как правило, приводило только к увеличению отборов воды. В продукции скважин с 100%-ной обводненностью появление нефти не отмечается. Технологическая эффективность форсирования скважин на завершающей стадии низкая это связано с достижением предельно возможных градиентов давления при высокой обводненности продукции скважин. Форсирование в этом периоде приводит к весьма большим отборам воды и накопленному ВНФ.

Выполнен анализ ФОЖ на Абсалямовском (XVIII блок) и Старо-Туймазинском (Х блок) участках с водонефтяными зонами. По блокам с форсированным отбором на одну тонну добытой нефти отобрано почти в два раза больше воды. Накопленная добыча нефти по XVIII блоку выше, а по X – ниже, чем по XVI блоку, где не было ФОЖ. Суммарный водонефтяной фактор по блокам с ФОЖ почти в два раза больше, чем по XVI блоку, где не было ФОЖ (таблица 2). Анализ показал: достичь высокий КИН, близкий к коэффициенту вытеснению, возможно при гораздо меньших скоростях фильтрации, тем самым не увеличивая кратность прокачки и кратность промывки.

Таблица 2 - Сравнение показателей разработки по блокам Туймазинского месторождения

Блок

Накопленная добыча с начала разработки на 1 скв., тыс.т.

Суммарный водонефтяной фактор т/т

нефти

жидкости

XVIII

193

2100

9,8

X

96

1086

10,3

XVI

135

879

5,5

В четвертой главе приведено известное в научной литературе выделение геологических и гидродинамических факторов образования застойных зон в залежах нефти; выполнен обзор методов увеличения нефтеотдачи. В завершающей стадии на Туймазинском нефтяном месторождении испытаны и продолжают внедряться в опытно-промышленном объеме гидродинамические, микробиологические (закачивание биоПАВ и сухого активного ила), физико-химические методы (закачивание компаунд-смесей цеолита-нефелина, неонола; щелочно-полимерных систем), а также волновые технологии: дилатационно-волновое (ДВВ), вибросейсмическое (ВСВ), виброволновое воздействие (ВВВ). Решающими критериями в пользу проведения того или иного метода воздействия принимается величина прироста добычи нефти и затраты на его проведение (удельная эффективность). Одними из перспективных являются волновые технологии.

Проведение волновой технологии на Туймазинском нефтяном месторождении описано в работе Н.Х. Габдрахманова. Технология применяется для очистки ПЗП нагнетательных скважин, с целью восстановления приемистости путем промывки через вибратор с использованием агрегата ЦА -320.

Диссертантом в соавторстве разработана технология волнового воздействия на пласт путем вибросейсмического воздействия на пласт и устройство для ее осуществления, защищенная патентом РФ (патент РФ № 2171354 от 27 июля 2001 года). Составлена программа проведения воздействий на пласт и исследовательских работ. Проведен анализ результатов промысловых и лабораторных исследований. По проведенным измерениям коэффициента светопоглощения выявлены его изменения, численно связанные с изменениями вязкости, плотности, содержания смол, асфальтенов и серы. На основании вышесказанного предложена методика контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия.

К геологическим условиям применения данного вида воздействия можно отнести вовлечение залежей нефти в разработку с применением заводнения. К технологическим условиям можно отнести вертикальное положение ствола скважины, в технически исправном состоянии.

В данной технологии используется агрегат А-50, позволяющий проводить воздействие с регулируемой частотой и силой удара.

С целью определения количества исследуемых скважин расчетным путем определен радиус воздействия. Размеры излучателя малы в сравнении с длинами волн, формируемых работой волновода и излучателя. Поэтому излучатель можно считать точечным. В изотропной среде точечный излучатель формирует волну, которая воздействует на породы в сфере с радиусом rв. Установлено, что в пористой водонасыщенной среде в радиусе воздействия, примерно соответствующем половине длины волны р, низкочастотные колебания затухают незначительно и способны вызвать интенсивную эмиссию волн высоких частот.

Радиус зоны воздействия rв определяют по формуле:

rв = р/2; (7)

где р - длина волны, равная:

р = (1/F) , (8)

Где F – настройка скважины на данную резонансную частоту, равная:

F = nN (9)

Где n – целое число, зависящее от резонансных частот (табличное значение типов коллекторов, среднее число карбонатных и терригенных коллекторов равно восьми);

- скорость распространения упругой волны в породе, = 4 км/с;

N – частота работы агрегата, N = 6 мин-1 (6/60 = 0,1 Гц);

Подставляя значения, получим: F = 80,1 = 0,8 Гц; р = (1/0,8) 4 = 5 км; rв = 5/2= 2,5 км. Таким образом, расчетный радиус воздействия у возбуждающей скважины равен 2,5 км. Расчетные формулы были получены в работах Ю.С. Ащепкова, Н.П.Ряшенцева.

Цикл вибросейсмического воздействия составляет один месяц. С учетом этого выполнены промысловые и гидродинамические исследования, рассчитанные на указанные период и радиус воздействия.

Опытная реализация разработанной технологии осуществлена на Туймазинской площади. Возбуждающей являлась скв.1535 бобриковского горизонта. С целью определения эффекта от вибросейсмического воздействия ставилась задача сохранения существующих градиентов давления при заданных технологических режимах работы скважин.

До проведения воздействия проведены следующие предварительные операции: в окружающие скважины были спущены манометры МТГ-25 для замеров пластового давления и температуры; отобраны устьевые пробы нефти скважин в границах расчетного радиуса воздействия. Проведение исследований до и после воздействия рекомендовано проводить по РД 153-39,0-109-01. Дополнительно проводился отбор устьевых проб нефти с исследованиями коэффициента светопоглощения (Ксп), вязкости, плотности нефти и содержания в ней асфальтенов и серы.

На Туймазинском месторождении ранее проводились исследования коэффициента светопоглощения с целью определения доли продукции каждого пласта при совместной эксплуатации двух объектов разработки.

Отбор устьевых проб производился из 14 скважин, эксплуатирующих различные горизонты. Отмечено, что реагирует большинство скважин бобриковского горизонта. Скважины, не реагирующие на воздействие, либо находятся за зоной влияния, либо не подвергаются влиянию нагнетаемой воды. По остальным скважинам прослеживается тенденция сначала к снижению, а затем к увеличению значений Ксп. Снижение значений Ксп нефти начинается с момента начала вибросейсмического воздействия на продуктивные горизонты, а после прекращения воздействия через 4-6 месяцев значения Ксп нефти практически во всех скважинах достигли прежнего уровня. Динамика изменения значений Ксп нефти свидетельствует, что на вибросейсмическое воздействие реагируют скважины, не только эксплуатирующие ближайшие к возбуждающей скважине пласты бобриковского, кизеловского, но и скважины девонских горизонтов. Реакция на воздействие скважин терригенного девона дает основание предполагать о сферическим характере распространения волн с достигаемой глубиной до муллинских отложений (глубина залегания - 1600м). Полученные измерения коэффициента светопоглощения численно связаны с изменениями физико-химических свойств нефти: вязкости, плотности, содержания смол, асфальтенов и серы. Анализ показал, что с увеличением Ксп увеличиваются указанные параметры, это служит подтверждением влияния новой технологии на продуктивные пласты и комплексно определяют границы и продолжительность периода воздействия.

При поиске оптимальных условий воздействия была применена трех- и пятиточечная схема воздействия с увеличением количества исследуемых скважин. Всего было исследовано 14 скважин при одноточечной схеме воздействия, 18 при трехточечной и 48 при пятиточечной схеме. На основе результатов исследований рекомендовано проводить данное воздействие два раза в год.

В заключение четвертой главы дана оценка коэффициента нефтеотдачи всех объектов разработки с учетом рекомендуемых мероприятий. На постоянно действующей геолого-технологической модели были проведены расчеты коэффициентов нефтеизвлечения. Для терригенной толщи девона КИН составит по DI – 0,610, по DII - 0,516, по DIII - 0,348, по DIV – 0,547. Карбонатную толщу верхнего девона рекомендуется разбурить плотностью сетки 7,7 га/скв с применением очагово-избирательного заводнения. КИН составит 0,205. По пачке СТ рекомендуемая плотность сетки 300х300м. КИН составит 0,200. Для терригенной толщи нижнего карбона плотность сетки составит 13,8 га/скв, с уплотнением по ряду участков с низкими коллекторскими свойствами до 4-5 га/скв, за счет возвратных скважин с пачки СТ. КИН составит 0,448. В целом по месторождению КИН составит 0,540, что превысит ранее утвержденный КИН 0,525 на 1,5% (абс).

Основные выводы.

  1. Уточнена методика оценки эффективности и выбора объектов для размещения боковых, горизонтальных скважин, технологий МУН, путем выделения на карте остаточных запасов нефти зон с повышенной нефтенасыщенностью и слабой дренируемостью, что позволяет совершенствовать разработку и повысить КИН в завершающей стадии.
  2. Разработана методика контроля за эффективностью вибросейсмического воздействия по коэффициенту светопоглощения и физико-химическим свойствам нефти, позволяющая определить границы и продолжительность периода воздействия.
  3. Разработана технология управляемого волнового воздействия, направленная на увеличение коэффициента охвата при разработке с заводнением; ее внедрение позволило получить 34,2 тыс.т. дополнительной нефти.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах

1. Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Ащепков М.Ю., Кириллов А.И., Малец О.Н. Управляемое вибросейсмическое воздействие на нефтяные залежи на поздней стадии разработки на примере Туймазинского нефтяного месторождения// Нефтепромысловое дело.- 2002.- №10.- С.21-22.

2. Габитов Г.Х., Кириллов А.И., Якупов Р.Ф. Оценка остаточной нефтенасыщенности продуктивного разреза муллинского горизонта// Сборник тезисов докладов// Уфа. –Башнипинефть,- 2004.- С.51-53.

3. Габитов Г.Х., Кириллов А.И., Якупов Р.Ф. Возможности выработки запасов нефти пласта Д1 Туймазинского месторождения, сосредоточенных в зоне застройки г. Октябрьского, горизонтальными скважинами// Сборник тезисов докладов// Уфа. - Башнипинефть, - 2004.- С.41-43.

4. Кириллов А.И. Оценка форсированного отбора жидкости Ардатовского нефтяного месторождения// Сборник научных трудов// Уфа.- ДООО «Геопроект», 2005.- Вып.118.- С.119-131.

5. Кириллов А.И. Оценка эффективности бурения боковых стволов на Ардатовском нефтяном месторождении// Сборник научных трудов// Уфа.- ДООО «Геопроект», 2005.- Вып.118.- С. 131-139.

6. Патент РФ №2171354, МПК 7 Е 21 В28/00, Е 21 В43/25. Способ волнового воздействия на продуктивный пласт и устройство для его осуществления /Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х., ГабдрахмановН.Х., Назмиев И.М., Галиуллин Т.С., Шамсутдинов А.М., Якупов Р.Ф., Малец О.Н., Кириллов А.И., Мингулов Ш.Г., Галимов С.Ф. №2000121691/03/ Бюл. Изобретения Полезные модели.- 2001.- №21.

Pages:     | 1 | 2 ||






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