Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения

Интенсивное обводнение связано с возрастанием объема закачки, что влияет на рост объема не только попутно добываемой закачиваемой воды на одну скважину, но и поступающей по заколонному пространству пластовой и контурной воды из-за приближения водонефтяного контакта.

Максимальный отбор нефти и заводнение происходят по пластам, обладающим лучшими коллекторскими свойствами и выдержанностью в пространстве. Заводнение их значительно опережало заводнение в вышележащих объектах эксплуатации. Основной объем закачки (79 %) приходится на пласты "в" и "г". Влияние закачки на пласты "бГ и "б2+3" было незначительным, а на пласт "а" практически отсутствовало. В результате такого распределения закачиваемой воды между нижними и верхними пластами возникли значительные перепады давления, которые привели к росту числа обводненных скважин по заколонному пространству.

Анализ динамики отбора попутной воды в добывающих скважинах на начальных стадиях разработки Ново-Елховской площади -в период увеличения объема закачки - показал, что интенсивность обводнения скважин закачиваемой водой, определяемая как отношение разности объемов извлекаемой воды в начале и в конце рассматриваемого периода, значительно выше, чем интенсивность обводнения пластовой водой, причем рост этого показателя связан с увеличением не числа обводненных скважин, а с содержанием вод в них. Так, в 1972 г. из 95 обводненных закачиваемой водой скважин добыли 2,02 млн м3 воды, в то время как остальные 1,88 млн м3 пластовой воды добыты из 278 скважин. Максимальному росту объема закачки соответствовало резкое возрастание попутно извлекаемой воды на одну скважину. Для поздних стадий характерно обводнение скважин закачиваемыми водами, т.е. при сохранении тех же режимов заводнения следует ожидать резкого увеличения отбора попутно извлекаемой воды.

Суммарная добыча жидкостей и другие показатели составляют модель разработки Ново-Елховского месторождения в целом, аналогичную предыдущим. Различие заключается в большой длительности первой и второй стадий за счет более позднего включения в разработку Акташской площади. Максимальный годовой отбор нефти по месторождению достигнут только в 1976 г., по Ново-Елховской площади - в 1968 г. Следует отметить, что отдельные участки нефтеносной площади с низким фильтрационным сопротивлением и зоны на линии нагнетания обводняются уже на первых стадиях разработки месторождения. Вследствие опережающей выработки обводнение пласта "в" произошло уже на второй стадии разработки площади в 1973 г., т.е. в этот период для восточного блока Ново-Елховской площади уже наступила поздняя стадия эксплуатации, коэффициент текущей нефтеотдачи при этом достиг 0,44. В целом модель разработки блока подобна моделям разработки всей площади и месторождения и подтверждает вывод А.П. Крылова о том, что стадия разработки месторождения представляет собой сумму множества начальных и поздних стадий выработки отдельных пластов и участков пласта. Отсюда возникает необходимость индивидуального подхода к применению новых методов воздействия на пласты в зависимости от состояния разработки как всего месторождения, так и отдельных объектов.

Обводненность добываемой продукции является одним из основных критериев оценки степени выработанности пластов: при содержании воды в пределах 96 - 98 % они отключаются из разработки. Как показано на примере Ново-Елховского и других месторождений, указанные значения обводненности вследствие неоднородности пластов могут наступить значительно раньше достижения проектных показателей из-за прогрессирующего обводнения высокопроницаемых зон. При этом в малопроницаемых и застойных зонах остается большое количество не извлеченной нефти.

Добыча нефти, основанная на отборе большого количества попутной воды, не является радикальным методом ни с технологической, ни с экономической точек зрения. В определенный момент времени проявляется противоречивость принципа регулирования разработки заводнением путем сочетания закачки воды при высоких давления нагнетания и форсированного отбора жидкости вследствие неравномерного обводнения залежи. На начальных стадиях это является высокоэффективным методом, обеспечивающим высокую нефтеотдачу при низких затратах на добычу нефти. Однако после вытеснения нефти из высокопроницаемых зон пласта дальнейшее увеличение объемов закачки и давления нагнетания приводит к резкому росту объемов попутно извлекаемой воды и, как следствие, повышению себестоимости добываемой продукции при значительных невыработанных запасах нефти в низкопроницаемой части коллектора и обширных водонефтяных зонах. На всех площадях Ново-Елховского месторождения это обстоятельство вынудило уменьшить объемы закачки, хотя в этот период была реальная необходимость повышения давления нагнетания для обеспечения вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов и пропластков.

Рациональное использование энергии закачиваемой воды для заводнения на поздней стадии разработки нефтяных месторождений становится одним из основных условий извлечения остаточной нефти из обводненных пластов, так как в этот период практически весь фонд скважин требует проведения мероприятий по ограничению притока воды в добывающие скважины всего месторождения.

Наиболее вероятными причинами обводнения добываемой жидкости являются прорыв контурных и закачиваемых вод по высокопроницаемым прослоям неоднородного коллектора в добывающие скважины, образование конусов подошвенной воды и поступление ее из смежных водонасыщенных пластов по заколонному пространству. Эти процессы могут происходить на отдельных участках и в скважинах на всех этапах разработки нефтяного месторождения. Поэтому комплексное решение проблемы рационального использования энергии закачиваемых вод для повышения нефтеотдачи пластов должно включать крупные технологические мероприятия:

-качественное разобщение продуктивных пластов в процессе строительства скважин;

-ограничение притока воды в добывающие скважины путем проведения изоляционных работ;

-ограничение движения воды в промытых высокопроницаемых пропластках нефтеводонасыщенного коллектора;

-организация эффективного вытеснения нефти по низкопродуктивным пластам с учетом совреиенных требований системы ППД.

Последние два мероприятия взаимосвязаны между собой: в первом случае задача решается путем ограничения притока подошвенных и нижних вод через добывающие скважины, во втором - через нагнетательные ограничением движения закачиваемых и контурных вод по промытым зонам пласта.

Создание высокоэффективных технологий ограничения водопритоков в скважины, особенно движения вод в промытых пластах и пропластках, является одним из важных элементов совершенствования методов регулирования разработки залежей заводнением.

Следует учесть, что 50 - 70 % балансовых запасов нефти остаются неизвлеченными из недр в виде менее проницаемых пропластков и линз из-за преждевременного прорыва воды или другого нефтевытесняющего агента по узким высокопроницаемым зонам. Как показано выше, полный охват пластов воздействием не достигается даже при использовании современных методов регулирования разработки заводнением - циклического воздействия, изменения направления потоков, давления нагнетания и форсирования отборов, а также физико-химических методов повышения нефтеотдачи закачиванием различных агентов. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважины является одной из наиболее важных технических проблем дальнейшего повышения нефтеотдачи обводненных нефтесодержащих пластов.

При всей важности ограничения движения нефтевытесняющего агента по высокопроницаемым зонам коллектора методы повышения нефтеотдачи, основанные как на гидродинамическом воздействии, так на применении различных агентов, практически не влияют на фильтрационное сопротивление обводненных зон. Эффект действия первых достигается главным образом изменением градиентов давления за счет изменения производительности скважин, вторых - в результате повышения коэффициента нефтевытеснения с применением нефтеотмывающих химреагентов, за исключением полимерного заводнения, применение которого основывается на выравнивании проводимости путем снижения подвижности воды.

Большая нефтепромысловая практика применения методов ограничения притока вод в скважины показала возможность успешного выравнивания проводимости пластов за счет повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон с применением водоизолирующих материалов и других средств.

Проблема совместьимости закачиваемых вод

На Ново-Елховском месторождение значительные геологические запасы нефти содержатся в низкопроницаемых коллекторах. Эти запасы как правило вырабатываются малыми темпами, так как большинство нагнетательных скважин в которых такие пласты вскрыты закачиваемая вода не поступает. В результате эти пласты не вырабатываются, либо эксплуатируются без поддержания пластового давления.

Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти традиционными технологиями малоэффективна ввиду сложности организации системы ППД на данных участках.

Первичным цементирующим веществом в песчаниках являются обломочные глины, состоящие из чешуек гидрослюды, каолинита и кварца пелитовой размерности.

По данным различных авторов установлено, существенное влияние содержания глинистых материалов на процессы разработки. Несмотря на сравнительно небольшое их содержание в породах: при содержание глинистых материалов 2% и более по весу породы, продуктивность значительно снижается, а в нагнетательных скважинах эти породы слабопринимающие или непринимающие пресную воду. Одной из основных причин является набухание глинистого цемента, которое приводит к изменению пористой среды, а следовательно к изменению фильтрационных характеристик.

Данная проблема особенно актуальна для НГДУ «Заинскнефть», где девонские горизонты Акташской площади находятся на завершающей стадии разработки. Продуктивные пласты имеют сложное геологическое строение с высокой неоднородностью и включают большое количество участков с глинистыми коллекторами.

Проникновение фильтрата в призабойную зону может вызвать набухание глин, что приведет к сужению поровых каналов и даже к частичной их закупорке вследствие диспергирования и перемещения частиц глины потоком жидкости.

Наиболее значительно уменьшение проницаемости коллекторов вследствие набухания глин при низкой проницаемости пород в призабойной зоне.

нефтяной месторождение геологический пласт

2.3 Анализ эффективности применения комплексных мероприятий для совершенствования разработки низкопродуктивных пластов

Высокопродуктивные месторождения Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки. В связи с этим возникает проблема сдерживания темпов падения добычи нефти, сокращения объемов попутно извлекаемой воды и ускоренного ввода в разработку малоэффективных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Такие запасы содержатся в залежах с высоковязкой нефтью, в пластах с низкопроницаемыми и маломощными коллекторами, в ВНЗ.

Для сохранения высоких объёмов добычи нефти и достаточно полной выработки запасов нефти на месторождении с 1971 г широко используются технологии увеличения нефтеизвлечения, эффективность которых в различных геолого-физических условиях залегания пластов и на различных стадиях разработки нефтяных залежей различна. Существенную долю их составляют физико-химические методы.

Все мероприятия по применению методов увеличения нефтеизвлечения, применяемые на скважинах месторождения, по цели проведения воздействия относятся к следующим группам:

1) стимуляция отбора продукции добывающих скважин;

2) водоограничение продукции добывающих скважин;

3) оптимизация профиля приёмистости нагнетательных скважин;

4) увеличение нефтеотдачи пласта через нагнетательные скважины

Среди третичных МУН по масштабам применения, разнообразию технологий и эффективности выделяются физико-химические. Все физико-химические методы воздействия применяются на месторождениях Татарстана при заводнении и направлены на решение следующих задач:

Улучшение охвата пластов вытеснением расчлененных и неоднородных коллекторов

Улучшение вытесняющих свойств воды для обеспечения полноты выработки остаточной нефти заводненных зон

Изменение свойств коллекторов

Сокращение отбора попутной воды.

Эти методы при существующей технологии разработки и степени обводненности продукции являются одними из наиболее важных. К высокоэффективным следует отнести технологии по закачке растворов на основе полимеров, эфиров целлюлозы, микробиологическое воздействие, т.е. технологии с глубоким воздействием на продуктивный пласт. При применении же технологий с воздействием на участки пласта вблизи ПЗС эффективность оказывается недостаточно высокой. В связи с этим для дальнейшего внедрения следует рекомендовать технологии, обеспечивающие воздействие на удаленные зоны с тем, чтобы охватить больший объем нефтенасыщенного пласта. Эффективность многих технологий выше на терригенных отложениях девона.

Всего на Акташской площади применяется более 40 технологий и методов увеличения нефтеотдачи пластов. Примерно, столько же технологий проходят опытно-промысловые испытания.

Анализ материалов отчетности ТатАСУнефть с 1.01.1994 по 1.12.05 г. показывает следующее.

Всего на площади было проведено 616 скважино-обработок, в результате которых получено 992,956 тыс. т дополнительной нефти. При этом 67,5 % всех произведённых обработок приходится на добывающие скважины, за счёт обработок которых получено 31,3 % общей дополнительной добычи нефти, 32,5 % всех произведённых обработок приходится на нагнетательные скважины, за счёт обработок которых получено 68,7 % общей дополнительной добычи нефти

Для повышения нефтеотдачи в условиях низкопродуктивных коллекторов в качестве основного реагента раньше использовались сернокислотные отходы нефтеперерабатывающих заводов - так называемая алкилированная серная кислота (АСК). Реагент в своем составе содержит серную кислоту (80 - 86 %), сульфокислоты (10 - 13 %), смолисто-маслянистые вещества (5-8 %), карбоновые кислоты (0,5 %). Сущность метода заводнения с применением АСК для повышения нефтеотдачи заключается в комплексном воздействии на процессы, протекающие на фронте вытеснения и в зоне фильтрации вытесняющего агента, целым рядом факторов, являющихся результатом взаимодействия концентрированной серной кислоты с насыщающими пласт флюидами и минералами скелета перового пространства. Авторы данного метода считают, что наиболее благоприятное влияние на механизм повышения нефтеотдачи оказывают такие химические факторы, как процесс внутрипластового сульфирования углеводородов, конечными продуктами которого являются поверхностно-активные вещества, коллоидное растворение смолистых компонентов нефти, образование малорастворимых в воде солей кальция и углекислоты. Существенное влияние на вытеснение нефти оказывают физические и гидродинамические факторы, к которым относятся: выделение тепла, увеличение локальной эффективной вязкости вытесняющего агента, избирательное выпадение гипса в зонах нарушения химического равновесия, увеличение пористости и проницаемости коллектора за счет растворения карбонатных составляющих скелета перового пространства, уменьшение набухаемости глин. Как видно, точного описания принципа вытеснения по данному методу не сделано из-за сложности происходящих процессов

Одним из методов является блокирование поступления воды в промытые зоны пласта и направление вытесняющего агента в зоны. Из применяемых на нагнетательных скважинах методов, наиболее распространены потокоотклоняющие, используемые в заводнённых зонах. Среди них доминируют технологии, основанные на создании барьера на пути закачиваемой воды путём регулируемого геле - и осадкобразования в промытой зоне, вследствие чего увеличивается охват пласта заводнением: СПС, КДС, ВДС с наполнителем (ПДНС), ПДС, ПДС+алюмохлорид и ОЭЦ; применяется также и микробиологическое воздействие. Этими методами было обработано 106 скважин и получено 491,651 тыс. т дополнительной нефти, что составляет примерно 72 % от всей дополнительной добычи, полученной за счёт реализации технологий МУН на нагнетательных скважинах.

За 2002 г на площади за счёт применения МУН было добыто 134,316 тыс. т нефти (с учётом переходящего эффекта со скважин, обработанных в предыдущих годах).

Основной вклад в добычу нефти обеспечен методами с применением закачек ПДС и его аналогов. Это позволяет рекомендовать указанные технологии в качестве перспективных для дальнейшего применения.

Для разработки глинистых коллекторов широко применяется технология межскважинной перекачки заключающаяся в поддержании пластового давления в продуктивных пластах путем закачки высокоминерализованных подземных вод из добывающих (водозаборных) скважин в нагнетательные скважины. Дополнительная добыча нефти по низкопроницаемому глинистому участку с начала внедрения мероприятия на 1.06.05 составила 1546 тонн.

2.4 Обоснование технологий совершенствования выработки запасов

Разрабортка низкопродуктиных неоднородных коллекторов

Основные методы воздействия на продуктивные пласты, направленные на увеличение текущей и конечной нефтеотдачи, основываются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов заводнения, таких как площадной, законтурный, внутриконтурный

Полимерное заводнение основывается на способности полимеров, в частности полиакриламида, даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность, за счет чего увеличивается охват пластов заводнением. Основа механизма процесса - это уменьшение соотношения вязкостей нефти и воды в пласте. Кроме того, частицы полиакриламида (ПАА) вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды и, адсорбируясь на поверхности пород, снижают скорость фильтрации воды.

Результаты анализа эффективности полимерного заводнения показывают, что область применения его, как и других методов повышения нефтеотдачи, ограничивается обводненностью добываемой продукции, равной 60 - 70 % и обусловленной, как правило, образованием в продуктивном пласте высокопроницаемых промытых зон. В этих условиях фильтрационное сопротивление пористой среды при обработке полимером практически не изменяется.

Так мероприятия полимерного заводнения являются действенным методом вовлечения в разработку слабодренируемых пластов о чем свидельствуют результаты применения(таблица 13)

Таблица 13

Технологические показатели применения потокоотклоняющих технологий на скважинах на 1.01.2006г. по НГДУ "Елховнефть"

Разработка низкопроницаемых глинистых коллекторов

Для поддержания пластового давления в низкопроницаемых глинистых коллекторах предлагается создание системы межскважинной перекачки для отдельных участков, которая включает в себя скважины для добычи пластовой воды и нагнетательные скважины для ее закачки. Нагнетательные скважины необходимо оборудовать УЭНЦСВ с верхним приводом, внедрение данного насоса позволит создать на выкиде необходимое давление и расход.

Примером может служить участок блока №2 Акташской площади (район д. Комаровка), запущенный в работу с ноября 2006 года, куда входят добывающие скв.№ №3340, 3342, 3345 и нагнетательные скв.№3341, 3344. На данном участке продуктивным является пласт Д0 кыновского горизонта. Пласт Д0 представлен низкопроницаемым коллектором, о чем свидетельствует низкая фазовая проницаемость 0,094 - 0,117мкм2. при абсолютной проницаемости 0,165-0,86 мкм2. Низкая фазовая проницаемость характеризуется наличием (пелитовых фракций) глинистых частиц, с объемной глинистостью 2% и более. Пористость коллектора высокая - 19.5-22.0 %, нефтенасыщенность 75.0-86.7 %. Эффективная перфорированная нефтенасыщенная толщина варьирует от 1.0 - 5.0 м.

По ранее проведенным промысловым экспериментам на ряде площадей различных месторождений Татарстана пришли к выводу, что для заводнения малопродуктивных коллекторов с содержанием пелитовых фракций следует применять пластовую или сточную воду с минерализацией не менее 60 г/л, с содержанием количества взвешенных частиц (КВЧ) не более 10 мг/л, органики не выше 15 мг/л.[1]

Важно, чтобы закачиваемая вода имела в составе ионы Са и Mg не менее 10 % от общей концентрации. Другими словами, вторая соленость закачиваемой воды и пластовой воды должна быть более 10 % по Пальмеру. Глинистые частицы, реагируя с соленой водой, абсорбируют катионы двухвалентных металлов Са и Mg и флоккулируя, увеличивают проницаемость.[2]

Также ряд исследователей показали сильную корреляцию между дебитами по нефти и жидкости и минерального состава закачиваемого агента. Наличие в пласте воды с меньшей минерализацией, состав пластовой воды приводит к падению дебита по жидкости и нефти.

На участке добывающих скважин №№ 3340, 3342, 3345 поддержание пластового давления велось закачкой сточной воды с АТП через нагнетательные скважины № 3341 и № 3344 КНС-175. Из-за большого расстояния (более 4 км) от КНС-175 до скважин № 3341 и № 3344 вода до реагирующих скважин №№ 3340, 3342, 3345 не доходила. Пластовое давление по добывающим скважинам этого участка снизилось до 100 атм. Скважины работали в периодическом режиме. Сложившаяся система ППД на данном участке по результатам анализа признана неэффективной и было решено организовать участок для закачки высокоминерализованной воды. Для добычи высокоминерализованной пластовой воды использовали пьезометрическую скважину № 36. Пластовая вода добывается из пашийского горизонта пласта Д1 -г, минерализация составляет 203.0 г/л удельный вес - 1.182 г/см3, вторичная соленость по Пальмеру - 29.7 %, в сумму Ca и Mg 26.9 г/л, что составляет 14.9 % от общей минерализации. Для закачки пластовой воды под высоким давлением на нагнетательной скважине № 3341 внедрили насос с верхним приводом типа УЭНЦСВ-125.

В результате проведенных работ забойное давление увеличилось и составило в среднем по участку 102 атм. Среднее пластовое по участку эксплуатационных скважин увеличилось с 129 атм. до 145 атм., т. е на 16 атм. (рис.1).

Удалось увеличить приемистость на нагнетательной скважине с 84 (3.02.03 ГДИ ЦНИПР) до 110 м3/сут и забойное давление, соответственно, с 233 до 301 атм. Исследования и практика свидетельствуют, что приёмистость можно уверенно держать на уровне 144 м3/сут. Средний дебит нефти по участку увеличился с 2,2 до 3,4 т/сут, т.е. добыча возросла на 54% (Рис 2).

Дебит по жидкости повысился в среднем с 8,1 до 9,1 м3/сут; наблюдается тенденция спада % обводненности с последующей стабилизацией данного показателя в среднем по участку.(Рис3)

Дополнительная добыча нефти по низкопроницаемому глинистому участку с начала внедрения мероприятия на 1.07.05 составила 1546 тонн.

До внедрения мероприятия темп отбора составлял 0.4%, а КИН 0.34, а после внедрения - КИН достиг 0.36 при темпе отбора 1 %, т.е КИН вырос на 5.6 %.

Рис.1. Динамика изменения среднего дебита жидкости и нефти на одну скважину по участку

Рис 2. Динамика изменения среднего дебита жидкости и нефти на одну скважину по участку(начало работы участка 30.11.05)

Рис.3 Динамика процента обводненности по скважинам и средний по учаcтку

2.5 Рекомендации по дальнейшему применению предлагаемого метода совершенствования выработки запасов

Для стабилизации и снижения темпов падения добычи нефти на поздней стадии разработки Ново-Елховского месторождения и достижения проектного коэффициента нефтеизвлечения необходимо предусмотреть следующее.

1.1 Дальнейшее разукрупнение эксплуатационного объекта путем выделения в самостоятельные объекты разработки:

а) геологического тела в пласте;

б) малопродуктивных коллекторов (алевролитов);

в) водонефтяных зон;

д) песчаных линз и глинистых коллекторов.

Выделение указанных объектов разработки проводить постепенно за счет возврата обводнившихся по высокопродуктивным пластам добывающих и нагнетательных скважин, бурения новых нагнетательных скважин и при необходимости добывающих скважин, дальнейшего развития системы заводнения.

1.2 Дальнейшая оптимизация плотности сетки скважин для решения задач:

а) повышения нефтеотдачи дренируемых запасов нефти (бурение в зонах стягивания контуров нефтеносности, на участках с большой расчлененностью (2) разреза и развития весьма неоднородных пластов, на участках эффективного применения МУН, на оставшиеся целики нефти) за счет увеличения плотности сетки скважин до 12-16 га/скв;

б) обеспечения полной отработки охваченных заводнением активных запасов нефти путем систематического контроля и регулирования процессов разработки с применением в основном гидродинамических методов увеличения нефтеизвлечения: циклического заводнения с изменением направления фильтрационных потоков и форсированного отбора жидкости (эффективно применение форсированного отбора жидкости в стягивающих зонах);

в) ввода в активную разработку (обеспечить дренирование) всех находящихся на балансе невырабатываемых запасов нефти (тупиковые, застойные зоны, линзы, полулинзы, маломощные нефтеносные пласты с подошвенной водой, слабопроницаемые коллекторы, песчаники, не охваченные заводнением);

д) вовлечения в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти (глинистые коллекторы, пласты с малой толщиной водонефтяной зоны и др.) путем дальнейшей оптимизации размеров эксплуатационных объектов, сеток скважин, систем заводнения, пластовых и забойных давлений.

2. Дальнейшее совершенствование системы заводнения путем:

а) оптимизации давления нагнетания в зависимости от коллекторских свойств пластов, охвата пластов заводнением и выработки запасов нефти при давлениях нагнетания от 10 до 22 МПа и широком применении индивидуальных насосов малой производительности (100-150 м3/сут) для закачки воды в отдельные скважины;

б) оптимизации размеров дренируемых за счет закачки зон;

в) освоения под закачку воды в одной скважине не более двух пластов, различающихся по проницаемости не более чем в 1,5-2 раза;

д) доведения соотношения числа нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от геологических условий до 1:2; 1:1,а на некоторых участках, представленных слабопроницаемыми коллекторами, до 2:1;

ж) перехода к оценке степени интенсификации выработки пластов по соотношению числа объектов нагнетания и добычи по отдельным пластам продуктивного горизонта;

з) широкого применения дополнительного разрезания (надрезания) для формирования отдельных, полностью охватываемых заводнением блоков правильной и неправильной формы, отражающих особенности геологического строения участка и позволяющих применять более эффективные методы регулирования процессов выработки пластов;

к) широкого применения очагового заводнения отдельных пластов эксплуатационного объекта с целью повышения охвата заводнением;

л) проектирования и реализации каскадной технологии, обеспечивающей дифференцированную подачу воды необходимого качества в пласты различных групп коллекторов: для глинистых малопродуктивных коллекторов размеры ТВЧ и капель нефти в закачиваемой сточной воде довести до 5 мкм, их содержание - до 5 мг/л:

м) вовлечения в активную разработку запасов малопродуктивных и глинистых коллекторов с использованием в качестве рабочего агента для вытеснения нефти совместимых высокоминерализированных пластовых вод (муллинского и воробьевского горизонтов), что позволит повысить КИН на 3-5 %;

н) поддержания пластового давления (ППД) в глинистых коллекторах путем создания новой системы межскважинной перекачки (МСП), предусматривающей использование водозаборных скважин для извлечения пластовой воды на поверхность и нагнетательных - для ее закачки;

о) оптимизации регулирования процесса разработки высокопродуктивных и малопродуктивных пластов за счет реконструкции системы ППД подключением части существующих и новых нагнетательных скважин к высоконапорным миниблочным КНС (МБКНС) и установки плунжерных насосов с широким диапазоном по подаче, давлению и высоким к.п.д.;

п) развития системы заводнения за счет бурения новых нагнетательных и освоения под закачку скважин из добывающего фонда.

3 Разработка залежи должна вестись при пластовых давлениях, близких к начальному, но не ниже 13-14 МПа.

4 Давления на забоях добывающих скважин поддерживать на уровне оптимального 7-9 МПа, но не менее 5 МПа.

5 Градиент давления в пласте во всех случаях должен превышать начальное давление сдвига и обеспечивать высокие скорости фильтрации жидкости (100-300 м/год).

6 Объектом разработки становятся геологические тела, сформировавшиеся в процессе разработки месторождения. В пределах ранее выделенных площадей самостоятельной разработки и блоков, имеющих историю разработки, в дальнейшем выделить отдельные геологические тела. По выделенным геологическим и технологическим телам проводить анализ разработки с начала ввода участка в разработку, разрабатывать и осуществлять ГТМ по дальнейшему совершенствованию, контролю и регулированию процессов разработки.

7 Основной задачей регулирования процессов разработки считать целенаправленное управление движением жидкостей в пласте в соответсвие с запроектированной системой разработки и постоянным ее совершенствованием, с учетом изменения представлений о геологическом строении объекта, обеспечения оптимальной добычи нефти и достижения проектного КИН.

Закачку воды регулировать оптимизацией объемов нагнетания путем ограничения непроизводительной и малоэффективной закачки воды, снижения излишних объемов закачки и одновременного увеличения закачки воды на других направлениях. Регулирование по добывающим скважинам должно быть направлено на ограничение отбора попутно добываемой воды путем отключения из разработки заводненных пластов предельной обводненности и отработанных скважин, широкого применения ВИР и ограничения режимов работы высокообводненных (95 % и выше) скважин, увеличения отборов из малообводненных скважин, повсеместного внедрения нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте.

9 Для выполнения основной задачи совершенствования системы разработки на современном этапе необходимо обеспечить эффективный контроль современными методами соблюдения рациональных режимов разработки залежи (пластовых и забойных давлений), состояния охвата заводнением и характера выработки пластов, особенностей заводнения трудноизвлекаемых запасов нефти из-за техногенных изменений параметров пластов и насыщающих их флюидов в процессе разработки.

Продолжить исследования влияния глинистости, охлаждения пластов, деформации пород и миграции тонких частиц на процессы вытеснения нефти водой и отработку эффективных способов выработки остаточных запасов нефти.

10 Для достижения проектного КИН предусматривается:

а) широкое применение современных гидродинамических МУН (нестационарное заводнение с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, форсированный отбор на завершающей стадии разработки геологических тел, ввод недренируемых запасов по отработанным технологиям, вовлечение в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти);

б) широкое внедрение третичных МУН (физико-химических: потокоотклоняющих технологий, преимущественно повышающих коэффициент вытеснения нефти, комплексных технологий, физических методов);

в) широкое применение новых способов разработки и технологий выработки утвержденных извлекаемых запасов;

д) широкое внедрение отработанных технологий водоизоляционных работ для регулирования разработки и ограничения отбора попутно добываемой воды;

ж) массовое применение эффективных методов обработки призабойных зон, стимуляции работы скважин и пластов (химические, физические, тепловые, термохимические, микробиологические, комплексные методы).

12 При проектировании доразработки отдельных площадей кроме традиционного анализа разработки необходимо проводить:

а) оценку эффективности осуществляемой системы разработки по истории эксплуатации объекта с точки зрения достижения проектного КИН и необходимого для этого суммарного водонефтяного фактора;

б) оценку эффективности осуществленных крупномасштабных технологических мероприятий (бурения дополнительных скважин, усиления системы заводнения, регулирования отборов жидкости, методов повышения нефтеизвлечения и др.);

в) дифференцированный анализ истории эксплуатации выбывшего и действующего фонда добывающих скважин с целью выявления влияния степени отработки обводненных скважин на нефтеизвлечение и установления закономерностей динамики отборов нефти и жидкости на обычном и форсированном режимах;

д) на окраинных площадях месторождения (одно-, двухпластовые объекты), разбуренных по относительно редкой сетке скважин плотностью 30-40 га/скв, рассмотреть варианты разработки с выборочным уплотнением первоначальной сетки на основе экономической оценке мероприятий.

Список использованной литературы

1. Архипов К.И. Расчет фланцевых соединений фонтанной арматуры: Учебно-методическое пособие.- Альметьевск, 2001 год- 21 стр.

2. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти (Расчет и конструкция).- М.: Недра, 1968 год - 272 стр.

3. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.- М.: КубКа, 1997 год-352 стр.

4. Геологический отчет НГДУ "Елховнефть" за 2002 год

5. Краснова Л.Н., Мельников Г.М. Методические указания к преддипломной практике и дипломному проектированию. - Альметьевск, 1999 год - 84 стр.

6. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. - М: ООО «Недра - бизнесцентр», 2001 год - 562 стр.

7. Махмудбеков Э.А., Вольнов А.И. Интенсификация добычи нефти.М.:Недра, 1975г-264стр.

8. Молчанов А.Г., Чичеров В.Л. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.:Недра 1983 год - 308 стр.

9. Нефтепромысловое оборудование: справочник/ под ред. Бухаленко Е.И. - М.: Недра, 1990 год - 559 стр.

10. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти.- М.: Недра, 1967 год.

11. Проект разработки Ново-Елховского месторождения.1987 год.

12. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений/ под ред. Гиматудинова Ш.К. - М.: Недра, 1990 год.

13. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин.- М.: Недра, 1984 год - 224 стр.

Размещено на Allbest.ru