2.1.4. Характеристика энергетического состояния месторождения.

Режим работы продуктивных горизонтов обусловлен наличием активного контура, обширной газовой шапки, большой глубиной залегания. Режим можно классифицировать как упруго-водонапорный в сочетании с энергией расширения газовой шапки.

Основной объект эксплуатации Ю-II продуктивный горизонт разрабатывается более 35 лет.

Начальное пластовое давление по горизонту составляло 25,4 МПа. В результате эксплуатации месторождения пластовое давление стало снижаться. По данным замеров в 1998 г. среднее пластовое давление составило 22,7 МПа.

Судить о динамике пластовых давлений по месторождению невозможно из-за недостаточности замерных данных

Отделом ГИС ЦНИЛ за период с 5 по 11 июля и по состоянию на 1.09.2005 года проведены гидродинамические исследования механизированного фонда скважин по определению пластовых, забойных давлений. Пластовое давление по II среднекелловейскому горизонту находится в пределах от 201,2ат. до 311,5ат. и в среднем равно 221ат. Снижение от начального – 33ат.

По верхнекелловейскому горизонту Рпл. 208,1атм, по IV среднеюрскому 228,2ат, по V-среднеюрскому горизонту 268ат, по пермотриасовым горизонтам 291ат.

Начальные пластовые давления по V юрскому горизонту Западного поля изменяются в интервалах 293 – 335ат и в среднем составляет 302 ат.

Текущие пластовые давления по данным 2-х скважин (№№ 313 и 523), рассчитанные по замерам уровней составили соответственно 240 и 298 ат.

Забойные давления составили соответственно 227,3 и 291,2 ат, депрессии равны 12,7 ат и 7 ат.

Из-за недостаточности данных не приведена динамика пластовых давлений по годам и не построена карта изобар.

Таким образом, на текущем этапе разработки залежей вытеснение нефти к забоям скважин происходит за счет энергии контурных и подошвенных вод.

2.1.5 Система ппд и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов.

Для обоснования ППД необходимо на месторождении провести широким фронтом исследовательские работы по определению пластовых, забойных давлений, снять замеры динамических и статических уровней, построить карты изобар по всем горизонтам, отобрать глубинные пробы нефти. И только тогда можно будет дать обоснованный ответ на вопрос о необходимости внесения энергии в пласты.

От рекомендованных мероприятий, предлагаемых для регулирования процесса разработки, ожидаемая дополнительная добыча составит 7868,6 тонн в год. Экономический эффект с учетом эксплуатационных затрат при себестоимости 1 тонны нефти 6500 тенге составит 32258 тыс.тенге, при цене реализации 100$ за 1 тонну нефти 215,053 тыс.$.

Расчеты дополнительной добычи по 20 обводнившимся и малодебитным скважинам от дополнительного дострела на своем объекте и при переводе на другой объект составили 4317,6 тыс.т.

В проекте не рассмотрено поддержание пластового давления. Ввиду того, что энергетический потенциал продуктивных горизонтов, несмотря на большой срок эксплуатации месторождения, остается значительный благодаря двойному действию как напора контурных вод, так и напора обширной газовой шапки, заводнение пластов с целью ППД не столь актуально.

В настоящее время разработан и применяется на практике ряд новых технологий, которые успешно эффективны при разработке нефтяных залежей. Процесс вытеснения нефти из пласта может быть улучшен путем применения водорастворимых полимеров высокого молекулярного веса, небольшие добавки которых резко снижают подвижность воды.

Эффективным является применение технологии «Полисил», разработанной в научно-производственном центре АО РИТЭК. Технология основана на гидрофобизации призабойной зоны пласта.

Материалы «Полисил» обладают уникальными физико-химическими свойствами. Они представляют собой химически инертные мелкодисперсные порошки на основе двуокиси кремния с частицами микронного и субмикронного размера. Частицы порошка обладают необычайно развитой поверхностью, химически модифицированной по специальной технологии для придания ей водоотталкивающих свойств. В зависимости от параметров обработки возможен режим общего увеличения проницаемости и режим избирательного улучшения фильтрации только по нефти, с отсечкой воды. Он применяется для увеличения добычи нефти или восстановления нерентабельных добывающих скважин.

Успешное промышленное использование материала «Полисил» проводилось на терригенных и карбонатных коллекторах с проницаемостью от 0,03 до 2,0 мкм² , на скважинах с обводненностью от 0 до 95%. Дополнительная добыча на обработанную скважину по ранее нерентабельному фонду Ромашкинского месторождения превышает 800 т в год. Разработанная технология не требует применения специального оборудования и может проводиться в рамках планового ремонта скважин.

Подобные результаты получены на месторождениях Западной Сибири и Республики Коми: увеличение дебитов от 2 до 5 раз с длительным не снижающимся положительным эффектом.

В настоящее время технология «Полисил» успешно используется компаниями «Лукойл», «Татнефть», «Роснефть», « КомиТЭК» и др. на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Татарстана и Коми.

Геолого-физические параметры пластов (коллектор, глубина, проницаемость, температура) и физико-химические свойства нефти (плотность, вязкость) позволяют применение технологии «Полисил» на месторождении Ц.В.Прорва.

Другим перспективным методом обработки призабойных зон добывающих скважин с целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи для месторождения Ц.В.Прорва является ПАВ-кислотное воздействие «технология ПКВ». Преимущества в отличие от традиционных соляно-и глинокислотных обработок ПКВ-составы образуют микрокислотную эмульсию, в результате значительно удлиняется время реагирования, что приводит к увеличению глубины обработки пласта в 2-3 раза. Состав в зависимости от решаемой задачи может применяться в сочетании с различными водоизолирующими и потокоотклоняющими технологиями. В этом случае воздействие носит многофункциональный характер. Характеристика параметров пластов и физико-химические свойства флюидов соответствуют для применения этой технологии.

Другим примером повышения коэффициента нефтеотдачи пласта на поздней стадии разработки является применение вязко-упругих составов –«технология ВУС» результатом внедрения которых является: перераспределение фильтрационных потоков по площади и разрезу обрабатываемого участка залежи; подключение в разработку трудноизвлекаемых запасов из зон с пониженной проницаемостью; ограничение водопритока к забоям добывающих скважин при производстве ремонтно-изоляционных работ. Технологический эффект при ограничении водопритока в добывающих скважинах от 50 до 80%. Преимущества закачиваемой оторочки ВУС малообъемны (100м³), с малым временем гелеобразования, с высоким содержанием полимера и сшивателя. Образовавшиеся в пласте гидрогели обладают очень низкой подвижностью, высоким остаточным фактором сопротивления и ярко выраженными вязкоупругими свойствами. Этот метод также применим на данном месторождении.

Еще одним из достаточно эффективных методов является акустическое воздействие на призабойную зону пласта (технология АВС). Большим достоинством является дешевизна этого метода воздействия. Метод имеет большой радиус воздействия на пласты, позволяет включать в работу низкопроницаемые пропластки, обеспечивает сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца за ней, используется малогабаритная мобильная аппаратура, низкие затраты со стороны НГДУ, используется только геофизическая станция. При применении метода увеличивается приемистость нагнетательных скважин, интенсификация притока добывающих скважин за счет очистки зон перфорации от отложений твердых компонентов нефти, солей и других загрязнений и высоковязких отложений.

Статистическая обработка данных по 73 скважинам одного из месторождений Западной Сибири показывает, что эффект наиболее значителен по малодебитным скважинам (увеличение дебита от 41% до 200%). Время на обработку одной скважины не превышает 48 часов.

Надо отметить, что еще много других перспективных методов воздействия при применении в нагнетательных скважинах (изменение направлений фильтрационных потоков ) положительный эффект от которых отмечается на месторождениях с высокой вязкостью нефти и когда месторождение находится в стадии высокой обводненности добываемой продукции. На Центрально-Восточной Прорве поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт не применяется.

Применение метода электровоздействия – экологически чистой технологии для интенсификации добычи из гидрогеологических, технологических и нефтяных скважин успешно используется и у нас на нефтепромыслах.

Технология электрообработки призабойной части скважин предназначена для восстановления продуктивности добывающих скважин, снижения обводненности нефтяных скважин (увеличение дебита по нефти), разглинизация призабойной части скважин, отсечки газовых конусов. Имеет большой опыт эксплуатации в разных странах, положительные результаты получены на скважинах с глубиной залегания продуктивного горизонта до 4 км. Технология основана на использовании эффекта изменения структуры пустотного пространства при пропускании через нее электрического тока в специальном режиме. Технология отличается от всех существующих методов увеличения продуктивности следующими чертами: высокой эффективностью (продуктивность скважины возрастает в несколько раз); отсутствием вредных последствий для обсадных колонн, фильтров и другого скважинного оборудования; предсказуемостью результатов, контролируемым процессом обработки; относительной дешевизной исполнения; мобильностью транспортировки.