Методы увеличения нефтеотдачи, применяемые в НГДУ "Туймазанефть". Экономическая эффективность методов увеличения нефтеотдачи. Метод увеличения нефтеотдачи "обратный конус", страница 11

Практика бурения скважин на девон Туймазинского месторождения на заключительной стадии эксплуатации месторождения показывает, что вскрывается незначительная нефтенасыщенная толщина при наличии подстилающей водонасыщенной части  многократно превышающий нефтенасыщенную по мощности.     Таким образом, в кровельной части пласта сосредоточены остаточные запасы нефти. Кровельная часть разреза продуктивного пласта имеет ухудшенные коллекторские свойства, отмечается увеличение алевритости в песчаниках, слагающих кровельную часть пласта, вверх по разрезу.

В период с 1976 по 1998 гг. скважины бурились в соответствии с проектной документацией. Они размещались по равномерной треугольной сетке с расстоянием между забоями 400-500 м на участках, которые ранее не были полностью разбурены.

Большинство добывающих скважин были пробурены в пределах периферийных участков (водонефтяной зоны) горизонта Д I. Уплотнение сетки скважин, как целенаправленное мероприятие в проектных документах не предусматривалось. Добывающие скважины распределяются по горизонтам следующим образом: Д I - 178 скважин, Д II - 59 скважин, Д III-17 скважин,  Д IV-2 скважины.

Оценка эффективности бурения скважин выполнена по следующим параметрам:

- по суммарной нефтенасыщенной толщине пласта, вскрытого добывающей скважины;

- по величине дебита скважин по нефти в первый год эксплуатации.

Данные о толщинах пластов, вскрытых в добывающих скважинах, представлены в таблице 4.1. При составлении таблицы, нефтенасыщенная толщина определена как суммарная по всем продуктивным пластам горизонтов Д I, Д II, Д III и Д IV.

Таблица 3.3

Показатели эксплуатации скважин, пробуренных на девонские горизонты в 1971-98 гг.

Из представленных данных следует, что, начиная с 1980-81 гг., скважины вскрывают пласты с небольшими остаточными нефтенасыщенными толщинами. Это вполне объяснимо, поскольку в первую очередь разбуривались более перспективные участки пласта, кроме того, на ряде участков происходит выработка запасов.

Следует заметить, что во всех скважинах нефтенасыщенные песчаники вскрыты в прикровельной части продуктивных пластов. Средний дебит нефти в первый год эксплуатации /начальный дебит/ изменялся в широких пределах от 1,5 до 40 т/сут. Максимальное значение начального дебита было достигнуто в 1978-1979г.г., когда вскрывались пласты с наибольшей нефтенасыщенной толщиной, в последующие годы начальный дебит снизился до 1,5-12 т/сут. По результатам бурения и эксплуатации добывающих скважин в период с 1971 по 1998 г.г. можно сделать выводы, что по мере выработки запасов нефти залежей эффективность бурения скважин снижается.

Анализ выработки запасов нефти из продуктивных залежей в терригенном девоне показывает, что на поздней  стадии  разработки значительные запасы нефти в кровельной части пластов остаются неизвлеченными. Одной из проблем, стоящих перед геологами, является извлечение нефти из прикровельной части.

Согласно классификации потерь запасов нефти, потери нефти в кровельной части пластов не учитываются  никакими параметрами или коэффициентами. Если будет найдена возможность извлечения прикровельной остаточной  нефти, то можно будет существенно повысить коэффициент нефтеотдачи пласта.

Рассмотрим причины потерь нефти в прикровельной части пласта.

Во-первых, это гравитация  (разность удельных весов нефти и воды), которая предопределяет всплывание нефти над водой в направлении кровли пласта.