Файл: Комплексная.docx

д.е.

Опираясь на приведенные выше данные, можно сделать вывод, что закачка горячей воды с температурой 90^oС не оказала должного воздействия на пласт. Причин этому может быть несколько, основными среди них являются:

• 
  В проектном документе не в полной мере были учтены теплопотери возникающие внутри ствола скважины при закачке горячей воды. По факту температура на забое нагнетательных скважин составляла 74-77 ^oС, в проектном документе ее значение было 88-90 ^oС.
  
• 
  Не корректно был оценен коэффициент вытеснения. Фильтрация преимущественно проходила по высокопроницаемым пропласткам, что мешало созданию равномерного теплового фронта вытеснения.
  
• 
  Прокаченный поровый объём. Согласно проектному документу будет прокачено всего 2,6 поровых объемов нефтенасыщенного коллектора. По оценкам компании КОНКОРД эта доля будет составлять всего 0,65.
  

На данном примере видно, что применение воды в качестве теплоносителя требует точных расчетов и высокой степени изученности геологических особенностей объекта.

В сложившейся ситуации для повышения выработки запасов на месторождении Северные Бузачи наиболее перспективными являются работы, направленные на:

• 
  оптимизацию существующей системы заводнения, с целью исключения возникающих языков обводнения при прорывах воды по промытым участкам к забоям добывающих скважин;
  
• 
  изменение направления движения фильтрационных потоков;
  
• 
  повышение вязкости вытесняющего агента;
  
• 
  выравнивание профилей приемистости, использование гелей и полимерных составов.
  

---

2. 1   ...   9   10   11   12   13   14   15   16   ...   34

---

Опыт применения площадной закачки пара и пароциклической обработки на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения

1. Краткая геологическая характеристика Усинского месторождения

Месторождение расположено в Республике Коми, было открыто в 1963 году. Месторождение приурочено к антиклинальной складке, размеры которой составляют 50 х (5-9) км, средняя высота составляет 400 м.

Наибольшими запасами обладают терригенные отложения среднего девона и карбонаты нижней перми, на них соответственно приходится 26% и 73% от балансовых запасов. Извлекаемые запасы разделены в соотношении 55% на долю среднего девона, 44% – на пермо–карбоновую залежь.

Пермо-карбновая залежь является одни из крупнейших и сложных объектов, которые разрабатываются в Тимано–Печорской провинции. Характеризуется значительной неоднородностью, как по площади, так и по разрезу толщи. Глубина залегания составляет 1200–1500 метров, коллектор представлен карбонатами трещинно-кавернозно-порового типа. Саму залежь классифицируют как сводовую, массивную, с размерами 15,5 х 9км. Толщина нефтеносных известняков достигает 170 метров. Более подробные данные по залежи приведены в таблице 2.3.

Ниже приведены физико-химические свойства нефти пермо–карбоновой залежи. Как видно из таблицы нефть недонасыщена газом. Значения вязкости пластовой нефти изменяются от 65 до 1400 мПа·с сверху вниз по разрезу. Нефть классифицируется как сернистая,

---

малосмолистая, малопарафинистая.

Таблица 2.3 – Геолого-физическая характеристика пермокарбоновой залежи Усинского месторождения

Параметры	Значения
Абсолютная отметка кровля (интервал изменения), м	(-961) - (-1511)
абсолютная отметка ВНК, м	-1310,0
тип залежи	пластово - массивная сводовая трещинно-кавернозно-поровый
Тип коллектора
Площадь нефтеносности, 103*м2	110 501
Средняя общая толщина, м	283,60
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	72,1
Коэффициент гранулярности, доли ед.	0,304
Коэффициент расчлененности, доли ед.	51,06
Средний коэффициент проницаемости (по керну), 10-3 мкм2	433,8
Средний коэффициент начальной нефтенасыщенности (по ГИС), ед.	0,77
Начальная пластовая пластовая температура, 0С	21
Начальное пластовое давление, МПа	14,3
Давлениенасыщения нефти газом, МПа	7,5
Газовый фактор, м3/т	23,1
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	933,0
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	962,0
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	324
Коэффициент вытеснения нефти пластовой водой, доли ед.	0,3

---

Таблицы 2.4 – Физико-химические свойства

Показатели	Пермо-карбоновая залежь
плотность при 20°С, кг/м3	955
вязкость нефти мПа-с, в условиях:
поверхностных	1186-6614
пластовых	710
газовый фактор, м3/т	22,4
давление насыщения, МПа	7,66
массовое содержание, %:
серы	2,5
смол	3
асфальтенов	6
парафинов	0,26

По состоянию на сентябрь 2017 года пермо-карбоновая залежь в основном разрабатывается на естественном режиме, лишь 15% площади разрабатывают с использованием тепловых методов.

2. 1   ...   10   11   12   13   14   15   16   17   ...   34

---