Файл: Комплексная.docx

ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В КОНКРЕТНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ

УСЛОВИЯХ

Как было сказано выше применение того или иного метода увеличения нефтеотдачи зависит от геологических условий месторождения, таких свойств продуктивного пласта, как проницаемость, эффективная толщина, пористость, степени обводненности, литологической характеристики и много другого.

1. Опыт по применению вытеснения высоковязкой нефти с помощью горячей воды.

   1. 
      Краткая геологическая характеристика месторождения Северные Бузачи
      

Месторождение Северные Бузачи расположено в северо-восточной части Каспийского моря на территории Мангистауской области Республики Казахстан. Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Каражанбас, Каламкас. Месторождение было открыто в 1977 году, однако вследствие экономической целесообразности было законсервировано.

Наибольшими запасами характеризуются юрские отложения, представленные пластами Ю1, Ю2, при этом пласт Ю3 является водонасыщенным. Отложения формируют единую гидродинамическую систему, залежи приурочены к стратиграфическим. Вследствие схожести свойств пластового флюида и характера распространения пластов по площади, принято рассматривать их как единый объект разработки – среднеюрскую залежь.

Литологический состав представлен песчано-алевролитовыми породами. Пласты Ю1 и Ю2 простираются практически по всей площади, за исключением

---

юго-восточного района, здесь мощность юрских отложений резко уменьшается, за счет выступающих триасовых. В среднем скважины вскрывают от 4 до 12

прослоев, мощность прослоев песчаника составляет в среднем 3 метра. В целом по объекту отмечается высокая зональная неоднородность по проницаемости.

Более подробно средние геолого-физические характеристики представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Средние геолого-физические свойства среднеюрской залежи месторождения Северные Бузачи

Параметры	Значения
1	2
Средняя глубина залегания, м	470
ГНК, м	(-428) – (-436)
ВНК, м
Тип залежи	пластовая сводовая тектонически- экранированная
Тип коллектора	терригенно-поровый
Средняя общая толщина, м	68,9
Средняя эффективная толщина, м	28,4
Средняя газонасыщенная толщина, м	4,1
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	21,3
Пористость, доли ед.	0,34
Средняя насыщенность нефтью, доли ед.	0,73
Проницаемость, мкм2 по данным гидродинамических исследований по данным исследования керна	2,43
	0,948
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,47
Коэффициент расчлененности, доли ед.	6,0
Пластовая температура, °С	31
Начальное пластовое давление, атм	52
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	320
Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3	937,2
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,029
Содержание серы в нефти, %	2,2
Содержание парафина в нефти, %	1,8
Давление насыщения нефти газом, атм.	22,9
Газосодержание нефти, м3/т	7,39
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,05
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3	1040
Средняя продуктивность, м3/(сут·атм)	1,05
Средняя удельная продуктивность, м3/(сут·атм)/ м	0,018

---

Текущая разработка осуществляется по варианту, который предусматривает:

• 
  использование девятиточечной системы разработки;
  
• 
  постепенный переход на закачку горячей воды температурой 90^оС, начиная с 2012 года;
  
• 
  уплотнение сетки скважин до 1,56 га/скв.
  

Свойства пластовой нефти представлены в таблице 2. Таблица 2.2 – Свойства пластовой нефти юрских отложений

Параметры	Значения
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	320
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	920,1
Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3	937,2
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,029
Содержание серы в нефти, %	2,2
Содержание парафина в нефти, %	1,8
Давление насыщения нефти газом, атм.	22,9
Газосодержание нефти, м3/т	7,39

Разработка объекта началась в 1999 году. В 2008 году началось бурение уплотняющего фонда с сокращением межскважинного расстояния с 250 до 125 метров. Далее в середине 2011 начались массовые работы по бурению горизонтальных скважин. На объекте в основном используется система внутриконтурного площадного девятиточечного заводнения, также встречаются участки с пятиточечной. Динамика основных технологических показателей юрского объекта представлена на

---

рисунке 2.1.


Рисунок 2.1 – Динамика основных технологических показателей

2. 1   ...   8   9   10   11   12   13   14   15   ...   34

---

Результаты применения закачки горячей воды

Выбор воды в качестве теплоносителя на данном месторождении обусловлен определенными ограничениями ресурсов, таких как затраты на обеспечение стабильной работы паронагнетательных установок, также воды данной территории отличаются высокой степенью минерализации, что в свою очередь требует дополнительных расходов на ее отчистку.

Перед проведением полномасштабных испытаний, были проведены комплексные фильтрационные исследования, доказавшие экономическую целесообразность применения данной технологии, ожидалось увеличение коэффициента вытеснения на 15%.

Вязкость нефти в пластовых условиях при температуре 31^оС составляла 320 мПа·с. При повышении температуры до 50 ^оС вязкость нефти понижалась в среднем до значений порядка 160 мПа·с. Также была произведена оценка распространения теплового фронта от нагнетательной скважины, результаты представлены на рисунке 2.2.



Рисунок 2.2 – Прогрев пласта

Как видно из графика, для прогрева нефти до 40^оС необходимо около 3 лет непрерывной закачки горячей воды, а до температур 60-70 ^оС порядка 6 лет. Реальные данные подтвердили правильность прогноза.

Однако в последние пять лет при росте добываемого количества жидкости, роста добычи по нефти не наблюдается, обводненность продукции составляет около 91,5%. КИН на конец 2018 года составлял 0,073 д.е., при этом проектное значение составляет 0,319 д.е., однако при перерасчете сторонней компанией КИН составил 0,143

---