WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

Определяющим в разработке месторождения является пласт БС. Запасы нефти по основной залежи пласта БС в 1,8 раза больше запасов нефти основной залежи пласта БС. Содержание воды в добываемой продукции пласта БС 11 ниже на 8 %, текущий КИН выше на 0,061. Преимущества разработки пласта БС над пластом БС можно объяснить наличием чисто нефтяной зоны, кото10 рая составляет 23 % площади основной залежи пласта БС.

Необходимо отметить, что в последние годы происходит ухудшение характера вытеснения нефти по пластам, в частности, увеличение отбора извлекаемых запасов пласта БС сопровождается существенным ростом обводнённости. В последние шесть лет по пласту снизились и темпы добычи нефти.

С начала 2000 г. на Ефремовском месторождении реализуется программа по интенсификации добычи нефти в сочетании с применением потокоотклоняющих технологий. В частности, за период 2000-2002 гг. было проведено 62 операции по интенсификации добычи на 57 скважинах - 36 скважинах пласта БС и 21 скважине пласта БС. Одновременно с интенсификацией в нагнетательные скважины закачивали сшитые полимерно-гелевые составы.

В течение 2000 г. было проведено 18 операций по закачке большеобъёмных гелеобразующих систем в 17 нагнетательных скважин (11 на пласте БС и 6 на пласте БС ). В общей сложности было закачано 67,4 тыс.м3 раствора полиакриламида, сшитого хромокалиевыми квасцами. В 2001 г. было обработано еще 13 скважин (8 на пласте БС и 5 на пласте БС ). Всего было закачано 54,10 тыс.м3 полимерно-гелевого состава на основе полиакриламида марки Sedipur и хромокалиевых квасцов.

Типичная динамика обводнения добываемой жидкости в интенсифицированной скважине без применения гелеобразующего состава, а также с его применением приведена на примерах скважин № 340 и 358 пласта БС Ефремовского месторождения (рисунки 3 и 4).

7000 0 -20 -10 0 10 20 месяцы 1 - добыча нефти, т/мес 2 - добыча жидкостит/мес 3 - обводненность Рисунок 3 - Динамика показателей работы скважины № 340 пласта БС Ефремовского месторождения, интенсифицированной без применения гелеобразующего состава 7000 0 -12 -7 -2 3 8 ме сяц 1- Добыча нефти, т/мес 2- Добыча жидкости, т/мес 3- Средняя обводненность, % Рисунок 4 - Динамика показателей работы скважины № 358 пласта БС Ефремовского месторождения, интенсифицированной с применением гелеобразующего состава Из рисунка 4 видно, что совместное воздействие позволило увеличить добычу нефти и стабилизировать рост обводнённости. Следует отметить, что повторная интенсификация, проведенная на скважине № 358 через 9 месяцев, существенно не повлияла на темп обводнения добываемой жидкости. Это говорит о том, что эффект от закачки БГС в соседние нагнетательные скважины продолжался.

Обводненность, % добыча нефти, жидкости,т/мес добыча, т/мес обводненность, % Расчет эффективности проведенных комплексных мероприятий показал, что для пласта БС средняя дополнительная добыча нефти составила порядка 10 тыс. т на скважину, средняя длительность эффекта – 14,5 месяцев. Суммарная дополнительная добыча нефти, рассчитанная по отдельным скважинам, составила 390 тыс.т. Средний коэффициент прироста добычи нефти к базовой - 0,86 д. ед. Средний прирост дебита нефти по объекту составил 13 т/сут., дебита жидкости - 83 т/сут., прирост обводнённости составил в среднем 8 %. Интенсификация скважин пласта БС, в целом, аналогична.

Внедрение мероприятий по комплексному воздействию на пласты Ефремовского месторождения, осуществлённое по рекомендациям данной диссертационной работы, позволило дополнительно добыть 263 тыс.т нефти.

На Южно-Сургутском месторождении комплексная технология интенсификация добычи нефти была реализована на объектах пластов БС и БС 10-1 10-2.

Выбранные для обработки участки характеризовались высокой расчлененностью и неоднородностью как по разрезу, так и по площади, а также невысокими продуктивными толщинами пропластков. Обработка полимерно-гелевым составом (ПГС) Темпоскрин осуществлялась 3 - 4 раза через 6 – 8 месяцев, причём на участке применения ПГС было интенсифицировано 183 скважины. Сопоставление динамик добычи жидкости, нефти, а также изменения обводнённости и водо-нефтяного фактора, показало, что комплексное воздействие более эффективно на залежах с меньшей выработкой запасов, поэтому с повышением степени выработки запасов необходимо увеличивать объем закачиваемого полимерно-гелевого состава.

Технология комплексного применения интенсификации отбора жидкости и физико-химических МУН с целью повышения эффективности разработки объектов Юганского региона была реализована и на ряде других месторождений. Всего на 12 месторождениях гелеобразующими составами было обработано 674 нагнетательные скважины и интенсифицировано путём ФОЖ 1827 добывающих скважин. Необходимо отметить, что комплексной интенсификации был подвергнут как высокообводнённый, так и низко- и среднеобводнённый фонд месторождений. Установлено, что большинство обработок были успешными, а потери, связанные с ростом обводнённости и выводом скважин в бездействующий фонд, незначительны по сравнению с приростом добычи.

Анализ применения комплексной технологии показал, что наиболее эффективно её применение при разработке горизонтов БС, при этом прирост 6-конечного КИН может достигать 4 %. Обработка нагнетательных скважин полимерными составами должна производиться за 2 - 4 месяца до интенсификации добывающих скважин, что позволяет существенно снизить темп обводнения скважинной продукции при интенсификации. Комплексное воздействие более эффективно на залежах с меньшей выработкой запасов и высокой обводнённостью и менее эффективно на водо-нефтяных зонах, что связано с высокой активностью подошвенных вод. В данном случае необходимо одновременно производить селективную изоляцию водопритока в добывающих скважинах.

Таким образом, комплексное воздействие может быть рекомендовано, в первую очередь, для месторождений, находящихся на 3 - 4 стадиях разработки, с обводнённостью продукции выше 70 %, с высокой послойной и зональной неоднородностью пластов по проницаемости.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ 1. Проведена классификация эффективности мероприятий ГРП по группам пластов месторождений нефти Юганского региона. Установлено, что для низкопроницаемых и неоднородных по проницаемости пластов проведение операций ГРП приводит к одновременному увеличению КИН и темпов отбора нефти. Для пластов с наименьшей проницаемостью (пласты группы Ю) доля удачно проведенных ГРП составляет 89,0 %, для пластов группы А - 74,5 %.

2. Выявлено влияние особенностей систем разработки месторождений, а также технологий проведения ГРП на его эффективность.

3. Показано, что широкомасштабное проведение операций ГРП позволило почти в 8 раз (с 41,1 % до 5,8 %) сократить количество низкодебитных скважин.

Потенциальный прирост запасов, вовлекаемых в разработку при проведении ГРП на объектах Юганского региона, может превысить 300 млн. т нефти.

4. Установлено, что на месторождениях, характеризующихся высокой обводнённостью продукции, интенсификация отбора жидкости из скважин экономически целесообразна при условии увеличения дебита скважин по жидкости не менее, чем в 1,8 раза. ФОЖ оказывает положительное влияние на темпы отбора нефти, в первую очередь, для месторождений, находящихся на 3 - 4 стадиях разработки, с обводнённостью продукции выше 70 %, высокой послойной и зональной неоднородностью пластов по проницаемости.

5. Показано, что комплексное воздействие (сочетание ФОЖ и потокоотклоняющих технологий) более эффективно на залежах с меньшей степенью выработки запасов. Для условий неоднородных пластов месторождений нефти, находящихся на поздних стадиях разработки и обводнённостью продукции выше 70 %, целесообразно применение комплексного воздействия с превалированием потокоотклоняющих технологий.

6. Разработана методика выбора скважин для интенсификации добычи на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Основное содержание работы

изложено в следующих публикациях:

1. Пасынков А.Г., Муллагалин И.З., Усманов Т.С. и др. Комплексное использование интенсификации отбора жидкости и потокоотклоняющих технологий на Ефремовском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз» // НТЖ Технологии ТЭК.– М. - 2004. - № 12. - С. 36 – 41.

2. Пасынков А.Г., Муллагалин И.З., Усманов Т.С. и др. Результаты комплексного применения форсированного отбора жидкости и потокоотклоняющих технологий на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз" // Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи. Труды IV Международного технологического симпозиума. – Москва, 2005. – С. 471 – 482.

3. Абабков К.В., Еникеева Г.М., Пасынков А.Г. и др. Особенности проектирования разработки малопродуктивных залежей Восточно-Сургутского месторождения ОАО "Юганскнефтегаз" // НТЖ Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 6. - С. 14 – 19.

4. Латыпов А.Р., Исмагилов Т.А., Пасынков А.Г. и др. Перспективы применения газовых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей. Тезисы 5-й международной конференции. – Краснодар, 2005. – С. 45 – 47.

5. Усманов Т.С., Хатмуллин И.Ф., Пасынков А.Г. и др. Влияние широкомасштабного внедрения ГРП на нефтеотдачу месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей. Тезисы 5-й международной конференции. – Краснодар, 2005. – С. 52 – 53.

6. Афанасьев И.С., Седых К.А., Пасынков А.Г. и др. Геологическое строение и некоторые вопросы разработки Приобского месторождения // НТЖ Нефтяное хозяйство. – 2005. - № 8. - С. 58 – 61.

7. Афанасьев И.С., Антоненко Д.А., Пасынков А.Г. и др. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении // НТЖ Нефтяное хозяйство. – 2005. - № 8. - С. 62 – 65.

8. Александров В.М., Мазаев В.В., Пасынков А.Г. Эффективность кислотного воздействия на пласт ЮС1 Фаинского месторождения в зонах развития пород-коллекторов различного палеофациального генезиса // НТЖ Нефтяное хозяйство. – 2005. - № 8. - С. 66 – 71.

Pages:     | 1 | 2 ||






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