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.
  

Наданномпримеревидно,чтоприменениеводывкачестветеплоносителятребуетточныхрасчетовивысокойстепениизученностигеологическихособенностей объекта.Всложившейсяситуациидляповышениявыработкизапасовнаместорождении Северные Бузачи наиболее перспективными являются работы,направленныена:

• 
  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 1963году. Месторождение приурочено к антиклинальной складке, размеры которойсоставляют50х(5-9) км,средняя высота составляет400м.Наибольшимизапасамиобладаюттерригенныеотложениясреднегодевона и карбонаты нижней перми, на них соответственно приходится 26% и73%отбалансовыхзапасов.Извлекаемыезапасыразделенывсоотношении55%на долюсреднегодевона,44%–напермо–карбоновую залежь.Пермо-карбноваязалежьявляетсяодниизкрупнейшихисложныхобъектов,которыеразрабатываютсявТимано–Печорскойпровинции.Характеризуетсязначительнойнеоднородностью,какпоплощади,такипоразрезутолщи.Глубиназалеганиясоставляет1200–1500метров,коллекторпредставленкарбонатамитрещинно-кавернозно-поровоготипа.Самузалежьклассифицируют как сводовую, массивную, с размерами 15,5 х 9км. Толщинанефтеносных известняков достигает 170 метров. Более подробные данные позалежи приведены втаблице2.3.Ниже приведены физико-химические свойства нефти пермо–карбоновойзалежи. Как видно из таблицы нефть недонасыщена газом. Значения вязкостипластовойнефтиизменяютсяот65до1400мПа·ссверхувнизпоразрезу.Нефтьклассифицируетсякаксернистая,

---

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

---

Таблицы2.4–Физико-химическиесвойства

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

Посостояниюнасентябрь2017годапермо-карбоноваязалежьвосновномразрабатываетсянаестественномрежиме,лишь15%площадиразрабатываютсиспользованием тепловых методов.

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

---