Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 236
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
и малопродуктивных коллекторов увеличилась, соответственно, в два и 3,5 раза. Эта тенденция сохраняется и по отдельным пластам. Произошло уменьшение запасов по пластам «б2+3», «в»,
«г» и в целом по отложениям пашийского горизонта. В то же время увеличилась доля запасов по пластам «Д0», «а» и «б1». Соотношение запасов по нефтяной и водонефтяной (соответственно, 74,0 % и 26,0 %, 73,4 % и 26,6 %) зонам в целом по объекту значительно не изменилось. Различные изменения произошли по отдельным пластам. При увеличении доли запасов водонефтяной зоны по пластам «а», «б1», «в» отмечено её уменьшение по пластам «б2+3» и «г». По балансовым запасам отмечаются в целом те же тенденции в изменении структуры запасов, что и по извлекаемым.
Наибольшая доля (88,2 %) от общего отбора нефти связана с высокопродуктивными коллекторами, в то время как из высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов отобрано, соответственно, 9,4 % и 2,4 %;
Величина остаточных извлекаемых запасов на дату анализа составляет 10,026 млн. т. Наибольшая их доля сосредоточена в высокопродуктивных коллекторах (65,5 %), а в высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных содержится, соответственно, 22,4 % и 12,1 %. Наибольшее количество остаточных запасов сосредоточено в пластах «Д0» и «б2+3», соответственно, 3,4 млн. т и 2,5 млн. т;
Структура запасов площади ухудшилась по сравнению с начальной за счет уменьшения доли запасов высокопродуктивных коллекторов с 86,1 % (92,802 млн. т) до 65,5 % (6,566 млн. т) и увеличения доли высокопродуктивных глинистых
с 10,6 % (11,391 млн. т) до 22,4 % (2,243 млн. т) и малопродуктивных с 3,3 % (3,531 млн. т) до 12,1 % (1,217 млн. т) коллекторов. [17]
Таким образом, характеристика и анализ технологических показателей текущего состояния разработки объекта показал, что доля запасов высокопродуктивных коллекторов уменьшилась почти на 50,0 %, а высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов увеличилась, соответственно, в два и 3,5 раза. Произошло уменьшение запасов по пластам «б2+3», «в», «г» и в целом по отложениям пашийского горизонта. В то же время увеличилась доля запасов по пластам «Д0», «а» и «б1». Соотношение запасов по нефтяной и водонефтяной зонам в целом по объекту осталось почти неизменным, но произошло некоторое увеличение доли запасов водо-нефтяной зоны по пластам «а», «б1», «в», и уменьшение ее по пластам «б2+3» и «г»
В 2009 году в целом по НГДУ за счет применения МУН было добыто 675,570 тыс. т нефти при плане 663,826 тыс. т нефти, с учетом переходящего эффекта по скважинам, обработанным в предыдущих годах. Дополнительная добыча от мероприятий 2009 года составила 84,708 тыс. т нефти при плане 54,463 тыс.т. [13]
Таблица 4.1 - Технологии закачки и дополнительная добыча по участкам
Рисунок 4.1 – Распределение МУН по количеству участков
Из рисунка 4.1 видно, что наиболее применяемой технологией является закачка гидрофобного эмульсионного раствора. По данным [1]
эта технология является наиболее удобной для применения в условиях данного объекта.
Прирост среднесуточного дебита, т/сут
Применяемые технологии
Рисунок 4.2 – Распределение МУН по среднесуточному приросту дебита
Из гистограммы 4.2 видно, что наибольший суточный прирост дала технология ГЭР. Прирост составил 4,9 т/сут. Меньший прирост дали технологии: Биополимер «Кастан» (4,3 т/сут), ПГК (4,1т/сут), КПС (3,9 т/сут), Микробиологическое воздействие (3,8т/сут).
Для повышения нефтеотдачи пласта применяются эмульсионные растворы и дисперсные системы, закачиваемые через нагнетательные скважины в продуктивные пласты. Данные технологии позволяют селективно изолировать промытые участки, отмывать остаточную пленочную нефть и подключать в разработку слабодренируемые пропластки, что в конечном итоге ведет к увеличению нефтеотдачи.
На нагнетательных скважинах проводились нижеперечисленные технологии, направленные на выравнивание профиля и
потокоотклонение:
«г» и в целом по отложениям пашийского горизонта. В то же время увеличилась доля запасов по пластам «Д0», «а» и «б1». Соотношение запасов по нефтяной и водонефтяной (соответственно, 74,0 % и 26,0 %, 73,4 % и 26,6 %) зонам в целом по объекту значительно не изменилось. Различные изменения произошли по отдельным пластам. При увеличении доли запасов водонефтяной зоны по пластам «а», «б1», «в» отмечено её уменьшение по пластам «б2+3» и «г». По балансовым запасам отмечаются в целом те же тенденции в изменении структуры запасов, что и по извлекаемым.
Наибольшая доля (88,2 %) от общего отбора нефти связана с высокопродуктивными коллекторами, в то время как из высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов отобрано, соответственно, 9,4 % и 2,4 %;
Величина остаточных извлекаемых запасов на дату анализа составляет 10,026 млн. т. Наибольшая их доля сосредоточена в высокопродуктивных коллекторах (65,5 %), а в высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных содержится, соответственно, 22,4 % и 12,1 %. Наибольшее количество остаточных запасов сосредоточено в пластах «Д0» и «б2+3», соответственно, 3,4 млн. т и 2,5 млн. т;
Структура запасов площади ухудшилась по сравнению с начальной за счет уменьшения доли запасов высокопродуктивных коллекторов с 86,1 % (92,802 млн. т) до 65,5 % (6,566 млн. т) и увеличения доли высокопродуктивных глинистых
с 10,6 % (11,391 млн. т) до 22,4 % (2,243 млн. т) и малопродуктивных с 3,3 % (3,531 млн. т) до 12,1 % (1,217 млн. т) коллекторов. [17]
Таким образом, характеристика и анализ технологических показателей текущего состояния разработки объекта показал, что доля запасов высокопродуктивных коллекторов уменьшилась почти на 50,0 %, а высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов увеличилась, соответственно, в два и 3,5 раза. Произошло уменьшение запасов по пластам «б2+3», «в», «г» и в целом по отложениям пашийского горизонта. В то же время увеличилась доля запасов по пластам «Д0», «а» и «б1». Соотношение запасов по нефтяной и водонефтяной зонам в целом по объекту осталось почти неизменным, но произошло некоторое увеличение доли запасов водо-нефтяной зоны по пластам «а», «б1», «в», и уменьшение ее по пластам «б2+3» и «г»
4 ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ НА РАССМАТРИВАЕМОМ ОБЪЕКТЕ
В 2009 году в целом по НГДУ за счет применения МУН было добыто 675,570 тыс. т нефти при плане 663,826 тыс. т нефти, с учетом переходящего эффекта по скважинам, обработанным в предыдущих годах. Дополнительная добыча от мероприятий 2009 года составила 84,708 тыс. т нефти при плане 54,463 тыс.т. [13]
Таблица 4.1 - Технологии закачки и дополнительная добыча по участкам
| Метод | Год | Количество участков | Затраты на МУН, тыс.руб | Прирост среднесуточного дебита средний по методам, тыс.т | Прирост доп. добычи нефти в год инвест-я средний по методам, тыс.т |
| (ГЕОС-К) | 2009 | 2 | 1893,5 | 2,7 | 1665 |
| МБВ | 3 | 809,04 | 3,8 | 1239 | |
| КПС | 6 | 3767,8 | 3,9 | 1523 | |
| НМЖС | 2 | 729,67 | 3,2 | 1764 | |
| ВДС | 3 | 2281 | 2 | 1484 | |
| ВПСД | 6 | 7834,8 | 3,5 | 1676 | |
| ЩПК | 3 | 2821,3 | 3,2 | 4434 | |
| ГЭР | 10 | 8173,5 | 4,9 | 5834 | |
| ВУКЖС | 3 | 1294,3 | 3,4 | 1255 | |
| ГЭС-М | 2 | 601,31 | 2,7 | 949 | |
| ПГК | 3 | 1486,9 | 4,1 | 3936 | |
| НКПС | 3 | 1068,5 | 2,4 | 568 |
Рисунок 4.1 – Распределение МУН по количеству участков
Из рисунка 4.1 видно, что наиболее применяемой технологией является закачка гидрофобного эмульсионного раствора. По данным [1]
эта технология является наиболее удобной для применения в условиях данного объекта. Прирост среднесуточного дебита, т/сут
Применяемые технологии
Рисунок 4.2 – Распределение МУН по среднесуточному приросту дебита
Из гистограммы 4.2 видно, что наибольший суточный прирост дала технология ГЭР. Прирост составил 4,9 т/сут. Меньший прирост дали технологии: Биополимер «Кастан» (4,3 т/сут), ПГК (4,1т/сут), КПС (3,9 т/сут), Микробиологическое воздействие (3,8т/сут).
Для повышения нефтеотдачи пласта применяются эмульсионные растворы и дисперсные системы, закачиваемые через нагнетательные скважины в продуктивные пласты. Данные технологии позволяют селективно изолировать промытые участки, отмывать остаточную пленочную нефть и подключать в разработку слабодренируемые пропластки, что в конечном итоге ведет к увеличению нефтеотдачи.
На нагнетательных скважинах проводились нижеперечисленные технологии, направленные на выравнивание профиля и
потокоотклонение:
-
ВУКСЖС - упругая коллоидная система на основе жидкого стекла закачена в 3 скважины (№ 6879, 7267, 7185), дополнительная добыча по участкам составила 1255 т нефти, прирост составил 3,4 т/сут (при плане 3,4т/сут). С учетом переходящего эффекта дополнительная добыча нефти за 2009 год составила 15283 т. -
КПС – капсулированная полимерная система была проведена на 6 скважинах. Дополнительная добыча составила 1523 т. нефти (11818 т с переходящими участками). Прирост составил 3,9 т/сут. Удельная эффективность 254 т/участок. -
Высокопрочная полимерная система (ВПСД) закачена на 6 скважинах, дополнительно добыто по ним 1676 т нефти. Дополнительная добыча в 2009 году с учетом переходящего эффекта составила 18954 тонн нефти, прирост составил 3,5 т/сут (при плане 3,6т/сут). -
Закачка гидрофобной эмульсии (ГЭР) на 10 скважинах позволила добыть дополнительно 5833 т нефти, с учетом переходящего эффекта- 44347 т нефти. Прирост на 1 участок составил 583 т нефти. Удельная эффективность 4,9 т/сут. -
Закачка щелочной полимерной композиции (ЩПК) проведена на 3 скважинах. Дополнительно добыто 4434 т нефти (14784 т с переходящими участками). Прирост на 1 участок составил 1478 т нефти. Удельная эффективность 3,2 т/сут (при плане 3,2т/сут), успешность 100%. -
Закачка ГЕОС-К (осадко-гелеобразующая суспензионная композиция) на 2 скважинах позволила добыть дополнительно 1665 т нефти. Прирост на 1 скважину составил 833 т. Удельная эффективность 4,6 т/сут (при плане 3,5т/сут). -
Закачка низкомодульного жидкого стекла производилась на 2 скважинах. Дополнительно добыто 1764 т нефти. Удельная эффективность 3,2т/сут. -
Закачка биополимера «Ксантан» проводилась на 4 скважинах. Дополнительно добыто 2051 т нефти (с переходящими -2324 т). Удельная эффективность 4,3 т/сут. [5] -
Закачка ВДС (волокнисто-дисперсной системы) проводилась на 3 скважинах. Дополнительно добыто 1484 т нефти (с переходящими -17395 т). -
Технология закачки ПГК (полимерно-глинистой композиии) применена на 3 скважинах. Дополнительная добыча нефти за 2009 год составила 3936 т, удельная эффективность 4,1 т/сут (при плане 3,9 т/сут). -
Микробиологическое воздействие (МБВ) применили на 3 скважинах. Дополнительно добыто 1239 т нефти, удельная эффективность 3,8 т/сут (при плане 2,1 т/сут). Прирост на 1 скважину составил 413 т. -
ГЭС-М закачена в 2 скважины (№ 3552, 1353) , дополнительная добыча нефти по ним в 2009 году составила 949т, прирост 2,7 т/сут. -
Закачка низкоконцентрированного полимерного состава (НКПС) проведена на 3 скважинах. Дополнительно добыто 568 т нефти. Прирост на 1 участок составил 189 т нефти. Удельная эффективность 2,4 т/сут.