WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

Расчетами показаны преимущества для условий залежей ТИЗ нефти комплексных ПОТ, сочетающих закачку в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующих агентов с последующей ее направленной стимуляцией. Последнее моделировалось снижением скин-фактора в низкопроницаемых интервалах разреза. В условиях ЧНЗ преимущества выражаются в увеличении приемистости нагнетательных скважин и сохранении отборов жидкости реагирующих скважин при снижении их обводненности (рисунок 8). В условиях ВПЗ преимущества комплексной технологии выражаются в большем снижении давления водоносной части пласта и в большем росте давления в нефтеносной части (рисунок 7).

В завершение в главе представлены результаты фильтрационных исследований по адаптации комплексной технологии ВПП к условиям низкопроницаемого объекта БП14 Тарасовского месторождения. Согласно им для коллектора данного объекта наиболее эффективными изолирующими агентами являются последовательно закачиваемые оторочки СПС и эмульсионного состава. Это сочетание обеспечивает наибольшее значение остаточного фактора сопротивления (рисунок 9, а). В качестве стимулирующего агента наиболее эффективны последовательно закачиваемые кислотный состав и раствор ПАВ, обеспечивающие снижение фактора сопротивления (рисунок 9, б) за счет разрушения хлоритового цемента пород.

Последнее подтверждено отдельным опытом, в котором кислотным воздействием достигнут кратной рост проницаемости керна (рисунок 9, в).

Для данного объекта комплексная технология ВПП представляет последовательную закачку в нагнетательную скважину до 200 м3 0,25 %-ого раствора ПАА со сшивателем до начала роста устьевого давления, затем при росте давления закачиваются 200 м3 эмульсии, далее при снижении давления закачиваются до 10 м3 кислотного раствора и столько же раствора ПАВ.

Четвертая глава содержит данные практического внедрения методичес24,нефтяная эмульсия 9,СПС 1,0 2 4 6 8 10 Количество прокачанных поровых объемов, ед.

а) - последовательная фильтрация СПС и эмульсионного состава кислотный состав раствор СПС ПАВ 0 1 2 3 4 5 6 7 Количество прокачанных поровых объемов, ед.

б) - последовательная фильтрация СПС, кислотного состава и раствора ПАВ в) - зависимость проницаемости керна от объема прокачанной кислотной композиции ТК-3 и продавливающей воды Рисунок 9 - Результаты лабораторных исследований фильтрации различных составов через керн объекта БП-14 Тарасовского месторождения Фактор сопротивленмя, ед.

Фактор сопротивления, ед.

ких и технологических разработок автора. Результаты расчетов выработки запасов нефти по пластам залежи БП14 Тарасовского месторождения, проведенных в ходе локализации остаточных запасов, представленные в таблице 1, показали неравномерность выработки, которая указывает на перспективность применения ПОТ.

Таблица 1 - Результаты расчетов выработки запасов нефти по пластам объекта БП14 Тарасовского месторождения Пласт Текущий КИН, Выработка НИЗ, д.ед. д.ед.

БП141 0,320 0,БП142 0,196 0,БП143 0,186 0,БП144 0,025 0,БП145 0,000 0,БП146 0,000 0,По результатам локализации остаточных запасов залежи (рисунок 10) сделан вывод о нецелесообразности формирования самостоятельной сетки скважин на не вовлеченные в разработку нижние пласты БП145 и БП146. Эти запасы, сконцентрированные на отдельных участках, рекомендовано освоить забуриванием боковых стволов в обводнившихся скважинах.

С помощью уточненных критериев произведен выбор скважин для проведения ГТМ по ФОЖ и разработана принятая в ОАО «НК «Роснефть» Пурнефтегаз» программа ГТМ для месторождений на 2006 год. По объекту БП14 Тарасовского месторождения рекомендовано проведение ГРП на скважинах и ОПЗ на 6. По объекту ПК19-20 Барсуковского месторождения рекомендовано произвести ОПЗ на 5 скважинах и оптимизацию режима работы на 6. Анализ результатов выполнения программы показал, что в первом случае снижение темпа обводнения продукции отмечается в 62,5 % скважин, на которых проведены ГТМ (рисунок 10), во втором случае - в 75,0 % скважин. За счет этого дополнительно добыто 8,7 тыс. т нефти.

100 50 0 Время 1 - дебит жидкости, 2 - дебит нефти, 3 - базовый дебит нефти, 4 - обводненность продукции, 5 - базовая обводненность Рисунок 10 - Результаты проведения ГРП на скважине № 462 Тарасовского месторождения С помощью уточненных критериев выбраны участки воздействия комплексной технологией ВПП нагнетательных скважин на низкопроницаемой залежи БП14 Тарасовского месторождения и на ВПЗ объекта ПК19-Барсуковского. На рисунке 11 представлена динамика показателей разработки основного участка воздействия комплексной технологии ВПП объекта БПТарасовского месторождения. Она демонстрирует, что после каждого цикла обработок снижение обводненности реагирующих добывающих скважин сопровождается ростом суммарной закачки воды по нагнетательным.

Это способствовало росту удельной эффективности одной скважинообработки от 400-500 т/скв. до 800-1000 т/скв. Суммарный технологический эффект за период 2002 – 2004 гг. получен выше обычного - 110 тыс. т дополнительной добычи нефти, что составило около 40 % от накопленной добычи нефти участка за период воздействия. Расчеты показали прирост в результате воздействия текущих извлекаемых запасов участка на 20 %.

Применение комплексной технологии ВПП на ВПЗ объекта ПК19-Барсуковского месторождения в 2005 году позволило получить т/сут Обводненность, % Дебит нефти, жидкости, 6.8.2.4.6.8.2.4.6.8.10.12.10.12.10.дополнительную добычу нефти в объеме 67,7 тыс. т или 3,4 тыс. т на скважинообработку. За счет снижения обводненности эффект составил 46,6 тыс. т дополнительно добытой нефти или 2,3 тыс. т на скважино-обработку.

5 0 Время Время, месяц, год 1 - добыча нефти, 2 - базовая добыча нефти, 3 - средняя обводненность продукции, 4 - базовая средняя обводненность, 5 - добыча жидкости, 6 - закачка Рисунок 11 - Положительное влияние внедрения комплексной технологии ВПП нагнетательных скважин на динамику показателей разработки основного участка воздействия объекта БП14 Тарасовского месторождения ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Усовершенствованы методы обоснования применения МУН на залежах ТИЗ нефти:

· разработан и апробирован при анализе разработки Тарасовского месторождения метод локализации остаточных запасов многопластовой залежи нефти с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин, опирающийся на современные методы статистической обработки данных ПГИ скважин;

закачка,.

т.

Обводненность, % Обводненность, %.

Добыча нефти, жидкости, 7.1.4.7.1.4.7.1.4.7.Добыча нефти, жидкости, закачка, т 10.10.10.10.· разработаны и апробированы при анализе разработки Тарасовского месторождения принципы факторного структурного анализа, позволяющие оценить состояние остаточных запасов различных участков залежи;

· разработан графо-аналитический метод диагностики водопритоков, позволяющий анализом динамик эксплуатационных показателей скважин определить основной источник обводнения.

2. На основе анализа промысловых данных и вычислительных экспериментов уточнены критерии выбора скважин для проведения ФОЖ, для проведения селективной изоляции водопритоков, критерии выбора участков воздействия ПОТ, уточнены механизмы действия ПОТ в условиях залежей ТИЗ нефти.

3. Проведением вычислительных экспериментов доказано преимущество применения в условиях залежей ТИЗ нефти комплексных ПОТ, включающих использование как гелеобразующих, так и стимулирующих составов, проведением фильтрационных экспериментов произведена адресная адаптация комплексной технологии ВПП к условиям Тарасовского месторождения.

4. Практическая апробация и внедрение результатов исследований позволили получить высокий технологический эффект:

· успешным проведением ГТМ на Тарасовском и Барсуковском месторождениях подтверждены уточненные критерии выбора скважин для проведения ФОЖ, в первом случае получено снижение темпа обводнения продукции на 62,5 % от охваченных мероприятиями скважин, во втором случае - на 75,0 %;

· с помощью уточненных критериев выбраны участки внедрения комплексной технологии ВПП на Тарасовском и Барсуковском месторождениях, применение которой обеспечило прирост добычи нефти соответственно на 110 и 46,6 тыс. т.

Список опубликованных работ по теме диссертации 1. Куликов А.Н. О гидродинамическом механизме форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 6. - С. 20-25.

2. Куликов А.Н., Закиров В.Р., Дворкин В.И. Гидродинамические особенности разработки водоплавающих залежей нефти и их влияние на эффективность геолого-технических мероприятий // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VI Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2005. – С. 179-183.

3. Куликов А.Н. Гидродинамический механизм и принципы моделирования комплексной технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин // Нефтепромысловое дело. – 2005. - № 10. - С. 18-25.

4. Тропин Э.Ю., Альхамов И.М., Джабраилов А.В., Силин М.А., Зайцев К.И., Куликов А.Н., Телин А.Г. Реализация адресного подхода к комплексному физико-химическому воздействию на пласт // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 1. - С. 52-55.

5. Куликов А.Н., Телин А.Г., Исмагилов Т.А., Строганов В.М., Строганов А.М. Обобщение результатов селективной изоляции водопритоков с использованием кремнийорганических тампонажных материалов АКОР на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело. - 2005. № 9. - С. 36-45.

6. Куликов А.Н., Захаров В.П. Результаты факторного анализа эффективности методов интенсификации добычи нефти и их влияния на конечную нефтеотдачу // Исследовано в России: электронный многопредметный научный журнал. - МФТИ, 2005, 223, С. 2298-2306, Internet.http://zhurnal.gpi.ru/articles/2005/223.pdf.

7. Куликов А.Н., Захаров В.П. Принципы выбора объектов проведения ГТМ с целью повышения нефтеотдачи пластов // Интервал. - 2007. - № 1. С. 38-39.

8. Куликов А.Н., Федотов К.В., Захаров В.П., Магзянов И.Р. Результаты факторного анализа эффективности применения гидроразрыва пласта на объекте БП14 Тарасовского месторождения // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Тр. IX научн.-практ. конф. - 2006. - Т. 1. - С. 383-389.

9. Куликов А.Н. Принципы структурного анализа показателей разработки и локализации остаточных запасов многопластовых залежей нефти на примере объекта БП14 Тарасовского месторождения // Нефтепромысловое дело. - 2005. № 7. – С. 7-13.

10. Куликов А.Н. Диагностика обводнения добывающих скважин при планировании мероприятий по снижению избыточной добычи воды // Интервал. – 2006. - № 6. - С. 36-41.

11. Куликов А.Н., Эюбов Ф.Т., Никишов В.И. Исследование процесса эксплуатации водоплавающих залежей нефти // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Тр. междунар.

академ. конф. - Тюмень, 2006. – С. 231-235.

12. Тропин Э.Ю., Разницин В.В., Джабраилов А.В., Куликов А.Н.

Результаты обработок призабойных зон нагнетательных скважин Тарасовского месторождения // Сборник научных трудов по результатам научнотехнологических работ за 2004 год. – М., 2005. - С. 223-240.

13. Пат. на изобретение 2263773 РФ. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин / А.Н. Куликов, Э.Ю. Тропин, М.А. Силин, А.Г. Телин и др. (РФ). - 2004123495; приор. 15.06.2004; зарег.

10.11.2005; срок действия пат. 15.07.2024.

14. Пат. на изобретение 2285790 РФ. Способ контроля за разработкой многопластовых нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин / А.Н. Куликов, Э.М. Тимашев и др. (РФ). 2005112012; приор. 12.04.2005; зарег. 20.10.2006; срок действия пат. 12.04.2025.

Pages:     | 1 | 2 ||






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