Файл: Литература по теме работы геологотехнологические данные по рассматриваемому объекту.docx

Независимо от плотности воды, используемой для приготовления ком-
позиций, окиси цинка и магния, а также базальтовая фибра и ВСМ взаимоза-меняемы.

2.4Описание критериев соответствия выбранного участка требованиям инструкции и РД.

Многочисленные лабораторные, геофизические, гидродинамические, индикаторные и другие промысловые исследования указывают на то, что одним из важных факторов, влияющих на эффективность разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения, является геологическая неоднородность продуктивного разреза. Даже при незначительной неоднородности пласта по толщине или площади (вертикальная и зональная неоднородность), ускоренными темпами вырабатываются пропластки с более высокой проницаемостью; при этом, как правило, менее проницаемые пропластки разрабатываются более медленными темпами или вовсе не вовлекаются в разработку.

Отрицательное влияние неоднородности на эффективность заводнения пластов существенно усиливается в ходе разработки месторождения. По мере замещения нефти водой фильтрационное сопротивление для воды, как правило, уменьшается, расход воды возрастает без явного увеличения охвата пластов заводнением.

Закачиваемая гелеобразующая композиция, преимущественно проникая в высокопроницаемые, обводненные пропластки и зоны пласта, полностью или частично блокирует их, что способствует увеличению охвата пластов заводнением, и, как следствие, в процесс активной выработки запасов вовлекаются низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки.

Важнейшими технологическими свойствами высокопрочных сшитых композиций являются:

- регулируемая вязкость рабочих растворов и прочность гелей на их основе;

- сохранение вязкостных свойств растворов и способности их к гелеобразованию в широком диапазоне температур, рН, давлений, минерализации до 300 г/дм3 (300 г/л);

- для композиции характерна высокая вязкость при малых скоростях сдвига и низкая вязкость при высоких скоростях сдвига.

К участкам применения технологии ВПСК относятся:

- блоки рядных и элементы площадной, избирательной и других систем размещения добывающих и нагнетательных скважин;

- зоны распространения различных типов коллекторов в объеме продуктивного горизонта;

---

- самостоятельные участки, блоки, отделенные от других частей залежи естественными или искусственно созданными границами;

- водонефтяные зоны, отделенные от чисто-нефтяных рядами нагнетательных скважин;

- другие участки, пропластки, линзы, тупиковые зоны, выделяемые в самостоятельные элементы разработки.

Для реализации технологического процесса (ТП) выбранный участок должен соответствовать следующим требованиям:

- тип коллектора – терригенный, карбонатный;

- вид коллектора – поровый, трещинно-поровый;

- абсолютная проницаемость для терригенных коллекторов – не менее 0,1 мкм 2 ;

- вязкость нефти в пластовых условиях в интервале от 3 до 200 мПа·с; - температура пласта – не более 90 ° С; - система разработки – внутриконтурное заводнение;

- приемистость нагнетательных скважин – не менее 150 м3 /сут и не более 600 м3 /сут при давлении, составляющим 75 % от допустимого давления закачки;

- средняя обводненность продукции добывающих скважин участка воздействия – не менее 40 % и не более 98 %;

- соотношение нагнетательных и добывающих скважин на участке воздействия не менее 1:2.

---

2.5Анализ динамики технологических показателей до и после применения анализируемого МУН.

Результат применения технологии ВПСК является:

• 
  · ограничение прорыва закачиваемых вод в добывающие скважины по высокопроницаемым зонам пласта;
  
• 
  · стабилизация, либо снижение обводненности продукции окружающих добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными скважинами;
  
• 
  · вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти из зон с пониженной проницаемостью;
  
• 
  · увеличение добычи нефти по участкам залежей и месторождениям.
  

В нефтегазовых пластах, разрабатываемых на искусственном водонапорном режиме, в результате закачки в призабойную зону нагнетательных скважин сшитых полимерных систем происходит снижение проводимости наиболее проницаемых пропластков продуктивного разреза и снижение расхода воды по промытым высокопроницаемым интервалам. В результате, за счет увеличения градиента давления между зоной нагнетания - зоной отбора и изменения направления фильтрационных потоков в пласте в процессе активной выработки запасов вовлекаются нефтенасыщенные пропластки пониженной проницаемости и обводненности, ранее неохваченные или слабо охваченные заводнением.

К геолого-физическим факторам эффективного применения технологии относятся следующее:

· залежи продуктивных пластов, представленные коллекторами любого типа, с проницаемостью 0,02 - 2,0 мкм2;

залежи с фонтанным, механизированным, газлифтным фондом;

· залежи, по которым осуществляют закачку пресных, пластовых и подтоварных вод.

Всего на месторождении с целью повышения нефтеотдачи пластов провели 83 мероприятия. При этом дополнительная добыча нефти составила 310 тыс. т нефти.

На рисунке 2.5.1 показано распределение количества мероприятий в нагнетательных скважинах и дополнительной добычи нефти по группам методов. Видно, что половина мероприятий (47 %) в нагнетательных скважинах производится с целью попотокоотклонения. В результате 39 скважино-операций дополнительно удалось добыть 150 тыс. т нефти. Одна пятая часть мероприятий производится с целью химической ОПЗ. За счет применения данной группы технологий дополнительно было получено около 24,3 тыс. т нефти. За счет создания оторочки с целью увеличения коэффициентов охвата и вытеснения добыто 95 тыс. т нефти, за счет выравнивания профиля приемистости – около 34 тыс. т, прочих методов – 6 тыс. т.

---

Из группы методов потокоотклонения на месторождении опробовано 10 технологий, две из которых в последние годы ‑ закачка высокопрочной сшитой композиции (ВПСК) и низкоконцентрированного полимера (НКПС). Средняя текущая дополнительная добыча нефти на 01.01.2016 года составляет 2033 т и 2330 т соответственно, однако на анализируемую дату эффект от мероприятий продолжается, что позволяет надеяться на получение более высоких результатов.

а) б)



а) количество мероприятий; б) дополнительная добыча

Рисунок 2.5.1 – Распределение показателей по группам методов

Таким образом, по результатам расчета технологической эффективности применения ВПСК, можно сделать вывод, средняя текущая дополнительная добыча нефти на 01.01.2016 года составляет 2033 т и 2330 т соответственно.

3. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

3.1 Расчёт технологической эффективности применения анализируемого МУН.

Определим технологическую эффективность в результате применения указанных методов по методике «прямого счета». Проведем определение эффективности применения ВПСК на Вишнево-полянском месторождении. В таблице 2.5.1 представлена динамика работы участка скважины 8046 до и после применения технологии, по которой будем рассчитывать технологическую эффективность.

Таблица 2.5.1 - Динамика работы реагирующей скважины 8046 Вишнево-полянского месторожденияXМесяц, год	Месячная добыча, т/мес.	Месяц, год	Месячная добыча, т/мес.
1	2	3	4
окт.16	175,53	окт.17	351,9
ноя.16	184,89	ноя.17	355,95
дек.16	210,63	дек.17	241,77
янв.17	198,93	янв.18	241,77
фев.17	198,93	фев.18	241,8
мар.17	198,93	мар.18	241,77
апр.17	527,88	апр.18	241,77
май.17	527,88	май.18	228,03
июн.17	521,52	июн.18	228,03
июл.17	559,68	июл.18	178,59
авг.17	461,19	авг.18	178,59
сен.17	455,94	сен.18	178,59

---

Рисунок 2.5.1 – Схематизация динамики добычи нефти по скважине 8046 для расчета по методике «прямого счета»

В координатах «месячная добыча нефти - календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц на 12 месяцев раньше месяца начала воздействия, т.е. в качестве ближней предыстории берем год, причем за 12-й месяц предыстории принимаем месяц начала работ по интенсификации добычи нефти. На график (рисунок 4.1.1) наносим точки месячной добычи из указанного участка по месяцам до и после воздействия предыстории и истории. Проводим вертикальную прямую линию в точке (октябрь 2016 г.), которая делит время на две части (до и после воздействия).

Добыча нефти за 12 месяцев предыстории скважины равна 4221.93 т, среднемесячная добыча в этот период 351,8275 т. Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем воздействия.

Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадрантную диаграмму, на которой в первом квадранте оказалось 2 точки, во втором 4, в третьем 5 и в четвертом квадранте 1 точка.

Определим коэффициент ассоциации Юла по формуле (4.2.1):

(4.2.1)

где

а – количество точек в первом квадранте диаграммы;

б – количество точек во втором квадранте диаграммы;

в – количество точек в третьем квадранте диаграммы;

г – количество точек в четвертом квадранте диаграммы.

Рассчитаем коэффициент ассоциации Юла по формуле (4.1.1):



Поскольку больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (1167,84т) и вторые 6 месяцев (3054,09 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (194,64 т) и вторую половину предыстории (509,015 т). Через последние две точки и центр квадрантной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории.

---