22. Методика определения технологической эффективности каких – либо гтм на месторождениях нефти.

Оценить технологическую эффективность проведенных ГТМ можно:

1. По характеристикам вытеснения(метод промыслового контроля за разработкой).Характеристики вытеснения-функцианальные зависимости между между накопленными отборами нефти и жидкости., по этим зависимостям можно определить объем дополнттельно добытой нефти в результате проведения ГТМ.

2. По результатам обработки гидродинамических исследований(гидродинамические методы контроля за разработкой до и после ГТМ. В основном, оценка проводится ИЛ, КВД без учета притока и их совместной интерпритации. Оценка по ИЛ производится сотоставлением к-та продуктивности до и после ГТМ, оценка по КВД проводится сотоставлением к-та гидропроводности или приведенного радиуса СКВ.

Эффективность ГТМ характеризуют след.параметры:

-дополнительная добыча нефти

-прирост дебита нефти

-снижение текущей обводненности

-сокращение отбора воды

-увеличение МРП

1. 23. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.

Особенностью многих разрабатываемых пластов Западно-Сибирской нефтяной провинции является слабая нефтенасыщеность пласта, низкая проницаемость, и большая расчлененность и неоднородность. С этими факторами связаны следующие затруднения в разработке:

1. Проблема получения промышленного притока из пласта, отсутствует период фонтанирования, добыча сначала и до конца разработки механизированная.

2. Вторая проблема связана с подготовкой скважиной продукции. Уже в первые месяцы эксплуатации, скважины дают обводненную продукцию (20-30%), а это влечет дополнительные расходы на подготовку.

3. Трудности с выходом на проектный уровень нефтеотдачи,- необходимость применения густых сеток скважин, бурение боковых стволов как в варианте уплотнения сетки, так и в варианте ГС и площадных систем заводнения, ГТМ в значительных объемах, активное внедрение потокоотклоняющих технологий, увеличение давления закачки.

4. Низкая начальная нефтенасыщеность, заранее обуславливает низкую потенциальную нефтеотдачу.

5. Также необходимо качественное вскрытие продуктивного горизонта при бурении, в следствие того, что недонасыщенный коллектор начинает интенсивно насыщаться влагой бурового раствора, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости коллектора по нефти в ПЗП.

6. Много добывают балластной воды.

В результате получают конечный КИН около 0,25-0,3.

Все эти факторы ведут к увеличению себестоимости извлекаемой нефти. Примером данных явлений на месторождениях Западной Сибири служат Юрские отложения и отложения Ачимовской толщи.

1. 24. Сущность барьерного заводнения.

Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности.

Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.

Барьерное заводнение применяют при:

V газ.шапки составляет более 10% от общего V резервуара залежи.