I'huivi и I opoii

Clllll.ll' MC I (I.II.I \ MC.IHMl'HHH |К'ф I I'M IH.U'Mi'llllM

I .15

₌ ? ,_ ш = Р

5 5 t!

субьектам федерации. Самое главное невозможноеп> количественной оцен­ки прироста запасов за счет МУН.

11о пому нужно четко различи п. методы повышения нефтеотдачи, т.е. уве­личения извлекаемых запасов нефти, и методы сохранения нли роста произ­водительности скважин, без увеличения извлекаемых запасов нефти. В пер­вом случае мы имеем дело с воздействием на объем пласта в межскважип-ной зоне, а во втором с локальным воздействием па призабойную зону пласта (11311). В первом случае мы называем по воздействие МУН, во вто­ром стимуляцией или обработкой призабойпых зон (OI13) скважин. Допол­нительная добыча в первом случае получается за счет увеличения нефтеиз-влечения и улучшения условий для фильтрации нефти в призабойной зоне скважин, во втором только за счет улучшения фильтрации в призабойной

зоне пласта.

Поскольку методы стимуляции скважин (ОПЗ) обеспечивают локальное воздействие на ПЗП и по существу восстанавливают (хотя и не в полной мере) первичные характеристики пластов, необходимо учитывать их отдель­но от ГМУН и третичных МУН.

Дело в том, что практически каждый из пластов выделенного объекта самостоятельной разработки характеризуется послойной неоднородностью. В каждом эксплуатационном объекте выделяется от 2 до 10 и более слоев, различающихся фильтрационными свойствами. Значения нроницаемостей прослоев могут изменяться в десятки и сотни раз.

При разработке месторождений нефти с низкоироницаемыми коллекто­рами сложного строения с применением процесса заводнения происходит частичное или полное «отключение» отдельных прослоев из разработки как со стороны нагнетательных, так и со стороны добывающих скважин. Об «отключении» некоторых прослоев из разработки говорят результаты про­мысловых исследований профиля приемистости и притока. Прямым свиде­тельством «отключения» отдельных слоев из процесса заводнения, напри­мер, является и устойчивый рост процента нефти при самоизливе нагнета­тельных скважин, в которые ранее были закачаны сотни тысяч кубометров

воды.

Менее проницаемые пропластки монолитного пласта в большинстве слу­чаев не вырабатываются, так как, во-первых, с самого начала вскрытия пла­ста бурением и перфорацией они не подключаются к разработке, во-вторых, даже ранее подключенные к разработке эти пропластки со временем могут отключаться из процесса пефтевытеспения по различным причинам. Об этом подробнее приведено нами в работе [26]. Для подключения этих пропласт-ков к работе в объединении «Татнефть» применяются десятки различных видов ОПЗ. До конца 70-х годов в Татарстане методы ОПЗ применялись в основном (80-90%) для восстановления и увеличения приемистости на-

h-	га D.	2 Cl		^ S		X	у.	га
та со	О	pa:	мая	3 с	ЯТИ		н
С (_	га	;=	i=	о 'га			г;
	н	х	D-*	3 "^
			Н	г ^*
с:		с	CJ					2
					CL		f_	■J
Cl			U		О
Н	О		о	j с	н	~	X о
			о		о.	О-	с
аз			CL		о	У
		[	гид	—• £. С УС		ЕС с	С-	СОЛ
х	1		1		|	1		1
1—	Q			О г°		ее
				— —	X.	■<
з:	J		; i		г—	р		Г)

404

Современные мстолы увеличения нефтснтлеченнн

Все это, а также периодичес­ кое появление(увеличение)со­ держания «свежего» (молодого) бутана, совпадающее с измене­ нием солнечной активности(про- _ цессы сжатия и растяжения) зем-

1«н 1Й5—lino 1*» 1«л> 1979 1«о—^|7ЙГ~1ЙГ^9»6 НОЙ КОрЫ И др. (рИС. 8.27), ПО-

буждает усилить исследования

Рис. 8.25. Динамика отношений средних процессов «подпитки», а в буду- дебитов «аномальных» скважин (п = 26) _щем _ _{поисков путей искусст}. к средним дебитам «нормальных» скважин „енной интенсификации этах про- (п = 19) в течение 40 лет эксплуатации ^т

П954-1993гт) цессов для обеспечения стабиль-

ной, сбалансированной с данным

процессом добычи нефти. Это обеспечит второе рождение Ромашкинского месторождения после завершения его разработки современными новейши­ми технологиями.

2.2
2.1 I 2'°					1993 , о°	о 1989	ОООЦу,	1997
	оо о	°*«о—				о* "°в< ? о°
". 1.9		\ °' —в	°«оооо 19«7		f o°« п О	о о
5		о			—о~т; о о< о °е	1
1.7„					1991°о	|i99S

плотность а) нефти девона

					о	~o*~~i ' 1997	о о
					/		о %
	198S поОООО	„ооооо	>Оо<ч	q	о°		о
6			/		93	о°
	^198:	1987	/	**•	о /
			Г 1989»	1991 оО о°°	>°
				о°° 1995

4,1 4.0

„ 3,9 I 3.8

-¹ 3.6 3.5 3,4

3,3

0.855 0.860 0,865 0,870 0,875 0,880 0,885 0.890 0,895

плотность б) нефти карбона

Рис. 8.26. Изменение плотности и вязкости нефтей Ромашкинского месторождения в процессе разработки

г-ю*

1.П(П

1980 1985

405

Рис. 8.27. Вариации отношения содержания изобутана /н-бутана в нефтях Ромашкинского месторождения во времени в сравнении с вариациями солнечной активности и глобальной сейсмичности {поД.К. Нургалиеву)

Дальнейшее изучение проблемы подпитки углеводородов из глубин че­рез нефтеподводящие каналы, очевидно, приведет к кардинальному измене­нию стратегии, а затем и методики как геолого-поисковых работ, так и осво­ения месторождений углеводородов.