Файл: Пояснительная записка содержит стр., рис., табл., использованных источника. Демонстрационной графики 6 листов.doc

2.3 Анализ энергетического состояния залежи.

Залежь разрабатывается с применением ППД с 1989 г. вначале в две, затем в четыре нагнетательные скважины. Поскольку на залежи осуществляется нестационарное заводнение, компенсация отбора жидкости закачкой в разные годы составляла от 12 % до 180 %, приемистость скважин – от 50 м3/сут до 100 м3/сут.

В 2014 г. объём закачки составил 175,6 тыс.м3, текущая компенсация 134,5 %.

2.4 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки пласта В1 Богатыревского месторождения.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по объекту В1 Центрального купола представлено в таблице 2.2

За период 2009-2011 гг. фактические уровни добычи нефти были ниже проектных – на 7,2-40,5 %. Причина недостижения проектных уровней связана более низкой производительностью скважин. Дебиты жидкости с целью снижения обводненности были снижены на 7,5-36,2 % от проектных. При этом обводненность в 2009 и 2011 гг. была выше проектной на 1,2-3,7 абс. %. Фактический фонд скважин в 2009 г. соответствовал проектному, в 2010 г. превышал проектный на две единицы, а в 2011 г. по причине выбытия трех скважин из-за высокой обводненности отставал от проектного на две единицы.

Закачка воды за весь рассматриваемый период 2007-2011 г. была выше проектной на 2,6-89,4 %.

2.5. Анализ выполненных геолого-технических мероприятий

Богатыревское месторождение открыто в 1980 году. За весь период разработки с целью интенсификации добычи нефти и стимуляции продуктивности скважин применялись различные методы физико-химического воздействия на призабойную зону пласта. На момент составления данного проектного документа основными технологиями воздействия на ПЗП были обработки различными реагентами с целью увеличения и восстановления продуктивности добывающих скважин, предупреждения выпадения и удаления АСПО, а также водоизоляционные работы в добывающих скважинах.

Изучение вопросов эффективности применения методов интенсификации добычи нефти (воздействий на ПЗП) в условиях рассматриваемого месторождения показало, что за период с 2000-2011 г.г. объем внедрения технологий воздействия на призабойную зону пластов добывающих скважин составил 32 скважино-операции. Текущая дополнительная добыча нефти за счет всех обработок в целом по месторождению составила 23,27 тыс.т. Распределение технологического эффекта по группам воздействия представлено на рис. 6.1.

---

Рисунок 6.1 – Суммарный прирост добычи по группам воздействия

В зависимости от технологии физико-химического воздействия на пласт и ПЗС обработки распределились следующим образом:

СКО – 16;

водоизоляция нефтешламом – 6;

промывка горячей нефтью – 5;

обработки растворителем – 2;

СКО с растворителем – 1;

большеобъемная кислотная обработка – 1;

кислотный гидроразрыв пласта – 1.

При этом коэффициент успешности применяемых технологий по месторождению составил: СКО – 31,3%; нефтешлам – 100%, горячая нефть – 60%, растворитель – 100%. Остальные обработки носили разовый характер, что ограничивает возможность судить об их эффективности.

Прирост нефти на 1 удачную обработку по видам воздействия на пласты Богатыревского месторождения представлен на рис. 6.2.
Рисунок 6.2 – Удельная эффективность на 1 удачную обработку по видам воздействия
Таким образом, анализ эффективности методов воздействия на ПЗП Богатыревского месторождения позволяет рекомендовать их применение для дальнейшей разработки рассматриваемого эксплуатационного объекта.

Результаты всех обработок, а именно параметры работы скважин продуктивных пластов до и после проведения мероприятия, приведены в табл. 6.1.
6.2 Программа применения методов на проектный период
В данном отчете для дальнейшей разработки продуктивных пластов Богатыревского месторождения планируется бурение проектных скважин, зарезка боковых стволов, ввод бездействующего фонда в эксплуатацию, перевод скважин на выше- нижележащие горизонты.

Кислотная ванна – наиболее простой вид кислотных обработок, предназначенный для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. в период освоения или ввода скважин в эксплуатацию. Кроме того, назначение КВ заключается в подготовке действующего фонда к последующим обработкам, т.е. они способствуют увеличению зоны охвата воздействием при вторичных и т.д. операциях. Однако проведение только кислотной ванны в этом случае иногда бывает недостаточным. Для извлечения из ПЗП плохо растворимых кольматантов рекомендуется свабирование или обработка гидрожелонкой. Эффективное извлечение плохо растворимых кольматантов достигается созданием депрессии на пласт с использованием аэрированных растворов ПАВ. При загрязнении ПЗП остатками нефтепродуктов забой и ПЗП должны быть обработаны растворителем или ПАВ.

---

Известно, что геолого-литологическая характеристика коллекторов (слоистая и зональная неоднородность) оказывает решающее влияние на процесс вытеснения нефти и, в конечном счете, на нефтеотдачу. В условиях слоисто-неоднородных пластов Богатыревского месторождения происходит опережающая выработка высокопроницаемых слоев. Кроме того, наличие зон с развитой трещиноватостью в карбонатных коллекторах способствует преждевременному прорыву языков обводнения от нагнетательных скважин, а также подошвенных и краевых вод. В этих случаях наблюдается постепенное снижение уровней добычи нефти, добывающий фонд дает продукцию с высокой обводненностью.

С целью изоляции или ограничения притока попутной воды в нефтяные скважины пласта Б₂, и, следовательно, выравнивания профиля притока нефти рекомендуется использовать водоизоляционный состав на основе силиката натрия (жидкого стекла). Жидкое стекло как водоизоляционный реагент довольно широко используется для проведения ремонтно-изоляционных работ в связи с высокими водоизолирующими свойствами, экологической чистотой применения и негорючестью реагента. Составы для водоизоляции с использованием жидкого стекла обладают оптимальными реологическими свойствами, обеспечивающими высокую селективность фильтрации в слоисто-неоднородном пласте, за счет чего большая часть закачиваемого объема композиции попадает в высокопроницаемые промытые водой зоны пласта и минимальная часть - в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки; составы устойчивы к механическому и термическому разрушению. Гели, которые образуются в призабойной зоне после закачки композиции, создают повышенные фильтрационные сопротивления в высокопроницаемых зонах, достаточные для выравнивания профиля притока, остаточный фактор сопротивления R_ост≥500. Геолого-физическая характеристика пласта Б₂ Богатыревского месторождения в полной мере удовлетворяет эффективному применению предлагаемой технологии – коллектор терригенный поровый с проницаемостью больше 0,2 мкм²; коэффициент расчлененности – более 2 д.ед.; глубина залегания пласта – не превышает 3500м; температура прискважинной зоны пласта – от 40⁰С и выше; залежь с механизированным фондом; средняя обводненность добываемой продукции не превышает 95% [54,56].

Для проведения работ по водоизоляции предлагается к применению следующая композиция на основе жидкого стекла:

---

Силикат натрия (жидкое стекло) – 5%;

ПАА – 0,03%;

Соляная кислота – 1%;

Вода пресная – остальное.

Силикат натрия (ГОСТ 13078-81) – жидкое стекло, получается при плавке кварцевого стекла с кальцинированной содой. Реагент относится к малотоксичным - класс опасности IV, невзрывоопасным химическим веществам. Характерные взаимозависимые параметры реагента – вязкость и модуль (отношение SiO₂/Na₂O). В товарной форме представляет собой слабую щелочь.

Кислота соляная ингибированная ТУ 6-01-04689381-85-92 является раствором хлористого водорода в воде. В соответствии с перечнем ГЦСС «Нефтепромхим» соляная кислота разрешена к применению в качестве компонента технологических жидкостей в процессах нефтедобычи.

Для придания эластичности и повышения прочности силикатные гели модифицируют водорастворимыми полимерами акриламида (ПАА), добавка которого в количестве 0,03% улучшает изолирующие свойства силикатного геля. Для этой композиции характерны высокие остаточные факторы сопротивления, которые практически не меняются после прокачки больших объемов воды. Добавляют ПАА в силикатные растворы только в закрепляющие оторочки композиции, которые испытывают максимальные сдвиговые нагрузки в пористой среде.

Для условий карбонатных пластов А₄, О₁, О₂, О₃, О₄, В₁, В₂, В₃, Дл предпочтение можно отдать эмульсионно-дисперсионной системе Дисин. Выбор Дисина для изоляции воды в трещиновато-поровом коллекторе обусловлен тем, что он способен фильтроваться только по системе трещин и крупных каверн. В результате закачки Дисина в ПЗП добывающих скважин происходит отсекание крупных трещин и каверн, по которым осуществляется фильтрация воды.

Расход Дисина – 0,8 - 1 м^ на 1м перфорированной толщины продуктивного пласта.

Эффективность Дисина подтверждена серией фильтрационных экспериментов с натурным керновым материалом и пластовыми флюидами ряда месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции. Результаты опытов показывают, что закачка Дисина в сочетании с кислотным воздействием позволяет достичь весьма высоких значений прироста коэффициента вытеснения (прирост коэффициента вытеснения составил 18,2%, а остаточная нефтенасыщенность снижена от 0,5026 (после заводнения) до 0,3485). Эксперимент проводился в Уфимском филиале ООО «ЮганскНИПИнефть».

Апробация технологии закачки инвертной дисперсии Дисин была проведена в НГДУ «Сергиевскнефть» ОАО «Самаранефтегаз» на Якушкинском, Обошинском, Сидоровском и Орлянском месторождениях Самарской области. Средний технологический эффект составил 800 т дополнительно добытой нефти на 1 скважино-операцию (табл. 6.2).

---

Таблица 6.2 - Результаты ОПЗ эмульсионно-дисперсной системой Дисин на примере скважин Якушкинского месторождения ОАО «Самаранефтегаз»

Нефть продуктивных пластов О₂ и В₁ (в пределах Центрального купола) Богатыревского месторождения характеризуется повышенной вязкостью (11,90 и 6,74 мПа*с соответственно). Высокая вязкость нефти предопределяет относительно низкие дебиты скважин, сокращение периода безводной эксплуатации залежи и увеличение обводненности продукции скважин. В настоящей работе для интенсификации добычи нефти указанных продуктивных пластов рекомендуется обработка ПЗ углеводородными растворителями. Снижение фильтрационных сопротивлений по нефти восстанавливает потенциальные возможности скважин и способствует повышению степени выработки запасов нефти.

Наиболее эффективны и универсальны растворители, содержащие ароматические углеводороды. Поэтому для обработки скважин месторождения могут быть рекомендованы нефтяные растворители марок «Нефрас-А120/200» и «Нефрас-А150/330» - концентраты ароматических соединений, содержащие в основном алкилароматические углеводороды.

2.6. Прогноз показателей разработки и расчет динамики добычи нефти по эмпирическим моделям

Для прогноза показателей разработки пласта В1 Богатыревского месторождения использованы эмпирические модели С.Н.Назарова-Н.В.Сипачева и Г.С.Камбарова - математические описания характеристики вытеснения.

Согласно модели С.Н.Назарова-Н.В.Сипачева, характеристика вытеснения строится в координатах Qж/Qн – Qв и на поздней стадии разработки представляет собой прямую линию, уравнение которой имеет вид:

,

где Qн, Qв, Qж – накопленные отборы нефти, воды и жидкости в пластовых условиях, тыс.м3.

Для расчета показателей разработки на перспективу предварительно определяются коэффициенты А и В методом средних по трем точкам прямой:

, (2.4)

. (2.5)

При заданной годовой добыче жидкости рассчитываются годовые отборы нефти на прогнозный период:

---