Белозерско-Чубовского месторождения

74

2.6. Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных

эффективных нефтенасыщенных толщин

На любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК

(водонефтяного контакта) по данным обводнения эксплуатационных скважин.

Остаточную эффективную нефтенасыщенную толщину hост по скважинам определяем по формуле (1).

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

Соотношение вязкости нефти и воды находим из зависимости:

воды, равная 1,29 м.Пас. Соотношение вязкостей нефти и воды составляет 3,55.

Данные для подсчета объемов зон дренирования сводим в таблицу.

По данным таблицы 2.9 строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин (приложение 7).

Таблица 2.7

Консорциум « Н е д р а »

75

Консорциум « Н е д р а »

76

Построение карты производится следующим образом:

1.По координатам наносятся точки скважин, в знаменателе номер скважины, а в числителе эффективная нефтенасыщенная толщина.

2.Выбираем сечение изопахит и проводим интерполяцию соответствующую этим сечениям.

Таблица 2.6

Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта

Консорциум « Н е д р а »

77

Qбал.ост = 18376.4*0,22*0,9*0,846*0,945

Qбал.ост= 2909,4 тыс.т.

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле:

Консорциум « Н е д р а »

На базе карт остаточных нефтенасыщенных толщин (приложение 6П) определены остаточные балансовые запасы нефти в границах текущих контуров нефтеносности пластов. Балансовые запасы нефти в промытой зоне определены,

как разница между начальными балансовыми запасами в целом по пласту и остаточными балансовыми запасами нефти в границах текущих контуров нефтеносности.

Полученный КИН 0,813 значительно превышает утвержденный 0,571, что говорит о высокой эффективности сложившейся системы разработки и выработки пласта.

2.7 Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи применяемых на Белозерско-Чубовском

месторождении

За весь период разработки Белозерско-Чубовского месторождения с целью восстановления коллекторских свойств пласта, интенсификации притока к добывающим скважинам были проведены различные мероприятия с использованием методов физико-химического воздействия на пласты и ПЗС:

- различные кислотные обработки (СКО, ГКО, комплексные обработки ПЗП, основным компонентом которых является кислота, а дополнительным углеводороды, спирты, ПАВ и другие добавки) для восстановления и повышения проницаемости ПЗ скважин;

Консорциум « Н е д р а »

79

-большеобъемные кислотные обработки, гидроразрыв пласта для повышения продуктивности скважин;

-промывки ПЗ растворителями, с целью предупреждения выпадения АСПО, образования водонефтяных эмульсий;

-закачка гелеобразующих систем на основе растворов полиакриламида (СПС) в нагнетательные скважины с целью увеличения коэффициента охвата продуктивных пластов заводнением.

В2001 - 2014 г.г. на залежи проводился ряд геолого-технических мероприятий, таких как, ввод из бездействия семи скважин, перевод с нижележащего горизонта двух скважин, ввод из бездействия одной скважины, перевод под закачку одной скважины, увеличение производительности – 13 скв./опер., РИР – три скв./опер., вторичное вскрытие пласта - три скв./опер., что позволило удержать темпы отборов нефти на уровне 0,5 – 0,9% от НИЗ, несмотря на сокращение действующего фонда скважин.

Впериод с 2009 г. по 2013 г. среди методов физико-химического воздействия нашли применение кислотные обработки, ОПЗ углеводородными растворителями.

Суммарный технологический эффект за счет указанных мероприятий составил 32,0 тыс. т дополнительно добытой нефти.

2.8 Рекомендуемые методы воздействия на залежи пласта Б-2+Б-3

С учетом особенностей геологического строения коллекторов, физико-химической характеристики насыщающих флюидов, а также режима работы залежей и скважин, для обеспечения рациональных темпов отбора продукции на Покровском месторождении были рекомендованы следующие методы воздействия на пласты и призабойную зону скважин:

Консорциум « Н е д р а »

80

1. Дебит скважины во многом зависит от проницаемости продуктивного пласта (главным образом его призабойной зоны – ПЗП), которая всегда меняется в процессе заканчивания и эксплуатации скважины. Коллекторские свойства неизбежно ухудшаются вследствие набухания глин, выпадения солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий,

отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола, гидратации пород, размножения сульфатвосстанавливающих бактерий. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из методов, позволяющим увеличить проницаемость призабойной зоны скважин. ГРП позволяет соединить призабойную зону скважины с зоной коллектора, не подвергшейся влиянию процессов происходящих при бурении и перфорации — с ненарушенной зоной пласта [41].

Разрыв пласта осуществляется нагнетанием в трубы жидкости разрыва до момента расслоения пласта. В результате кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью.

В данной работе, с целью получения высокой продуктивности скважин продуктивных пластов Покровского месторождения, улучшения гидродинамической связи как между скважиной и пластом, так и между отдельными прослоями при вводе скважин в эксплуатацию, а также при дальнейшей разработке рекомендуется проводить кислотный ГРП.

Консорциум « Н е д р а »