Cтраница 1
Выработанность запасов нефти по объектам разработки различна. [1]
Постоянно снижающийся уровень добычи нефти, выработанность запасов нефти на 83 5 %, предельная или близкая к предельной обводненность в 91 2 %, рост доли трудноизвлекаемых запасов являются объективными признаками того, что основные месторождения на территории Республики Башкортостан вступили в позднюю и завершающуюся стадии выработки. [2]
Таким образом, постоянно снижающийся уровень добычи нефти, высокая выработанность запасов нефти, предельная или близкая к предельной обводненность являются объективными признаками того, что основные месторождения АНК на территории республики Башкортостан вступили в позднюю и завершающуюся стадии выработки. [3]
Характерной особенностью сырьевой базы АНК Башнефть на сегодняшний день является высокая выработанность запасов нефти крупных месторождений и рост удельного веса запасов нефти мелких месторождений. Сектор планирования добычи нефти по месторождениям компании ( завсектором Е. А. Аглиуллина) выполняет ежегодно анализ состояния разработки нефтяных месторождений отдельно по НГДУ и в целом по компании. [4]
Динамическая геологическая карта ( модель), показывающая текущее состояние разработки нефтяных пластов и выработанности запасов нефти, совершенно необходима для оптимизации процесса разработки. Благодаря использованию такой модели будут получены значительные положительные технологические и экономические эффекты. Поэтому для создания динамических геологических моделей, обладающих удовлетворительной точностью и соответственно практически полезных, есть реальная экономическая основа. Поэтому, как только нефтедобытчики будут экономически заинтересованы в увеличении текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи пластов, они сразу найдут экономические средства для проведения на месторождениях крупномасштабных гидродинамических исследований, приобретения необходимых ПЭВМ и ЭВМ, программ и картопостроителей и создания динамических геологических моделей. [5]
В настоящее время в Башкортостане разрабатывается более 150 нефтяных месторождений, приуроченных к различным тектоническим районам и стратиграфическим комплексам, отличающихся по геологическому строению и величине начальных запасов, по состоянию разбуренности, обводненности добываемой продукции и текущей выработанностью запасов нефти. [6]
Выработан системный подход к выбору объектов, назначению технологических операций, реагентов, общей организации внедренческих работ, заключающийся в учете геолого-физических особенностей залежей, глубины залегания пластов и их толщин, степени расчлененности, типа коллекторов и их прочностных и фильтрационно-емкостных свойств, степени выработанности запасов нефти, категории и технического состояния скважин, категории сложности объекта-скважины по степени загрязненности ПЗП и типу кольматанта, сроков эксплуатации, количества КРС и ПРС, проведенных ранее ГТМ и их видов, темпов снижения продуктивности. [7]
Для добычи нефти и разработки нефтяного месторождения необходимо знать: отдающие продукцию интервалы, долю работающих интервалов от общей толщины пласта; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; распределение нагнетаемого агента по интервалам, долевое участие пропластков в суммарной продукции скважин; распределение интенсивности притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала; степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков, вскрытых общим фильтром, степень компенсации закачкой отобранной нефти; необходимость воздействия на при-забойную зону скважины для стимулирования отдачи или поглощения пластов, а также результаты воздействия, параметры отдельных пропластков; долю работающих интервалов от общей толщины пласта или пропластка; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; поглотительную способность каждого интервала; долевое участие различных интервалов или отдельных участков данного интервала в суммарной продукции скважины; как распределяется интенсивность притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала ( наличие обводненных или частично обводненных пропластков); степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков или пластов, вскрытых общим фильтром; степень компенсации закачкой отобранной нефти из тех или иных пропластков или пластов; интервалы, требующие воздействия кислотой, гидравлического разрыва или дополнительной перфорацией для стимулирования их работы на отдачу или на поглощение; результаты воздействия на призабойную зону геолого-технических мероприятий по интенсификации притока или поглощения; пластовые параметры отдельных пропластков, индикаторные линии и статические давления в этих пропластках. [8]
Для добычи нефти и разработки нефтяного месторождения необходимо знать: отдающие продукцию интервалы, долю работающих интервалов от общей толщины пласта; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; распределение нагнетаемого агента по интервалам, долевое участие пропластков в суммарной продукции скважин; распределение интенсивности притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала; степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков, вскрытых общим фильтром, степень компенсации закачкой отобранной нефти; необходимость воздействия на при-забойную зону скважины для стимулирования отдачи пли поглощения пластов, а также результаты воздействия, параметры отдельных пропластков; долю работающих интервалов от общей толщины пласта или пропластка; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; поглотительную способность каждого интервала; долевое участие различных интервалов или отдельных участков данного интервала в суммарной продукции скважины; как распределяется интенсивность притока пли поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала ( наличие обводненных или частично обводненных пропластков); степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков или пластов, вскрытых общим фильтром; степень компенсации закачкой отобранной нефти из тех или иных пропластков пли пластов; интервалы, требующие воздействия кислотой, гидравлического разрыва или дополнительной перфорацией для стимулирования их работы на отдачу или па поглощение; результаты воздействия на призабойную зону геолого-технических мероприятий по интенсификации притока или. [9]
Для добычи нефти и разработки нефтяного месторождения необходимо знать: отдающие продукцию интервалы, долю работающих интервалов от общей толщины пласта; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; распределение нагнетаемого агента по интервалам, долевое участие пропластков в суммарной продукции скважин; распределение интенсивности притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала; степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков, вскрытых общим фильтром, степень компенсации закачкой отобранной нефти; необходимость воздействия на при-забойную зону скважины для стимулирования отдачи пли поглощения пластов, а также результаты воздействия, параметры отдельных пропластков; долю работающих интервалов от общей толщины пласта или пропластка; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; поглотительную способность каждого интервала; долевое участие различных интервалов или отдельных участков данного интервала в суммарной продукции скважины; как распределяется интенсивность притока пли поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала ( наличие обводненных или частично обводненных пропластков); степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков или пластов, вскрытых общим фильтром; степень компенсации закачкой отобранной нефти из тех или иных пропластков пли пластов; интервалы, требующие воздействия кислотой, гидравлического разрыва или дополнительной перфорацией для стимулирования их работы на отдачу или па поглощение; результаты воздействия на призабойную зону геолого-технических мероприятий по интенсификации притока или. [10]
Для добычи нефти и разработки нефтяного месторождения необходимо знать: отдающие продукцию интервалы, долю работающих интервалов от общей толщины пласта; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; распределение нагнетаемого агента по интервалам, долевое участие пропластков в суммарной продукции скважин; распределение интенсивности притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала; степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков, вскрытых общим фильтром, степень компенсации закачкой отобранной нефти; необходимость воздействия на при-забойную зону скважины для стимулирования отдачи или поглощения пластов, а также результаты воздействия, параметры отдельных пропластков; долю работающих интервалов от общей толщины пласта или пропластка; поглощающие интервалы в нагнетательных скважинах; поглотительную способность каждого интервала; долевое участие различных интервалов или отдельных участков данного интервала в суммарной продукции скважины; как распределяется интенсивность притока или поглощения вдоль интервала вскрытия; состав продукции, поступающей в скважину из того или иного интервала ( наличие обводненных или частично обводненных пропластков); степень выработанности запасов нефти из отдельных пропластков или пластов, вскрытых общим фильтром; степень компенсации закачкой отобранной нефти из тех или иных пропластков или пластов; интервалы, требующие воздействия кислотой, гидравлического разрыва или дополнительной перфорацией для стимулирования их работы на отдачу или на поглощение; результаты воздействия на призабойную зону геолого-технических мероприятий по интенсификации притока или поглощения; пластовые параметры отдельных пропластков, индикаторные линии и статические давления в этих пропластках. [11]
Анализ характера изменения обводненности добываемой жидкости на опытных объектах показал, что по значительной части скважин обнаруживается существенное снижение обводненности добываемой жидкости. Это обстоятельство является важным доказательством улучшения выработанности запасов нефти за счет более полного вытеснения нефти из пористой среды и увеличения охвата пласта воздействием. Установлены зависимости в характере изменения обводненности. На малообводненных скважинах, в продукции которых содержание воды не превышает 15 %, в течение всего промыслового эксперимента ( более 7 лет) обводненность практически не меняется и находится на уровне, соответствующем значениям на начало эксперимента. При начальной обводненности от 15 - 20 % до 60 - 70 %, как правило, происходит снижение обводненности в течение 6 - 7 лет. На скважинах с начальным содержанием воды в продукции более 70 % наблюдается снижение темпа роста обводненности в течение всего анализируемого периода. [12]
Примечательным на объектах НГДУ является применение ПДС для регулирования процесса разработки пласта БВ6 второго блока Поточного месторождения. Разработка этого участка ведется с использованием приконтурного заводнения. Выработанность запасов нефти отставала от степени обводненности продукции на 50 и более процентов, что является неудовлетворительным. В связи с этим было предложено произвести комплексную массированную обработку всех восьми нагнетательных скважин блока. При первой обработке в отдельные скважины было закачано от 2000 ( скв. [13]
ПГС РИТИН получается путем затворения реагента в воде. Эта система представляет собой взвесь вязкоупругих частиц гидрогеля размером 0 5 - 5 мм в воде, которую закачивают в нагнетательные скважины. При попадании в пласт ПГС РИТИН создает дополнительное сопротивление. В результате нагнетаемая впоследствии вода перераспределяется в менее проницаемые интервалы. Это приводит к выравниванию фронта заводнения, что способствует вовлечению в разработку ранее не дренируемых или слабодренируемых интервалов пласта и, как следствие, увеличению степени выработанности запасов нефти. [14]