Анализ системы поддержания пластового давления на Кудринском месторождении, страница 21

Для повышения эффективности обработки ПЗП нагнетательных скважин с целью увеличения приемистости в дальнейшем рекомендуется применять комплексные обработки композицией кислоты, ПАВ, нефтяных растворителей, которые хорошо зарекомендовали себя на других месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз».

Технология обработки ПЗП, состав композиции химреагентов выбираются в зависимости от конкретных причин снижения продуктивности, приемистости скважин.

4.4.2 Выбор методов увеличения нефтеотдачи и технологий для воздействия на пласт.

Испытание различных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) (физико-химических, газовых, тепловых) за последние 10-15 лет на месторождениях Западной Сибири и ОАО «Юганскнефтегаз», а также проведенный комплекс лабораторных исследований по разработке новых технологий позволили выделить оптимальные значения граничных параметров эффективного применения МУН в условиях продуктивных пластов групп А, Б, Ю, находящихся на разных стадиях разработки. Кроме того, при определении граничных параметров эффективного применения методов и технологий были использованы данные, опубликованные в научно-технической литературе.

Обоснование зон и участков воздействия. Кудринское месторождение является продолжением Тепловского в южном направлении и залежи этих месторождений имеют общий ВНК, что обуславливает аналогичные коллекторские свойства и геолого-физическое строение.

В настоящее время на месторождении в разработке находятся продуктивные пласты АС_5-6, БС₆ и БС₈, причем АС_5-6 разрабатывается без ППД. В связи с этим в настоящее время широкое применение МУН возможно только на пластах БС₆ и БС₈. На 01.01.05 по пласту АС_5-6 в работе находятся три добывающих скважины, средняя обводненность составляет 89,4 %, поэтому в настоящее время здесь рекомендуется проведение работ по водоизоляции. Постепенное развитие ППД на пласте АС_5-6 планируется с 2006 г., поэтому для проведения опытно-промышленных работ также проведен предварительный выбор потокоотклоняющих технологий воздействия на этот пласт.

Особенностями геолого-физического строения продуктивного пласта БС₆ являются:

- залежь пластовая сводовая с подошвенной водой, глинистая перемычка между нефте- и водонасыщенной частью практически отсутствует;

- интервал изменения проницаемости находится в пределах от 0,010 до 0,450 мкм², причем проницаемость водонасыщенной части выше, чем нефтенасыщенной;

- характерным является быстрый рост обводненности продукции (75 % за 1988-1992 гг.) до введения системы ППД, что указывает на приток воды к добывающим скважинам из подошвенной водонефтяной части разреза и из-за контура.

Перечисленные особенности пласта БС₆ не позволяют называть этот объект в целом приоритетным для применения физико-химических потокоотклоняющих МУН. Это связано с большим риском потери закачиваемых потокоотклоняющих рабочих растворов химреагентов в водонасыщенной подошвенной части пласта. Кроме того, повышенная проницаемость водонасыщенной части пласта обуславливает существенное влияние на разработку подошвенных и законтурных вод, что также снижает вероятность эффективного применения потокоотклоняющих технологий. Необходимо также отметить, что особенности геологического строения пласта указывают на необходимость более широкого применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи (ГМУН) первой группы по РД 153-39.0-110-01.

В настоящее время на продуктивном пласте БС₆ Кудринского месторождения для применения физико-химических МУН можно выделить зону в районе действующих нагнетательных скважин 103, 104, 105, 117, 222. Зона включает западную часть залежи, где сосредоточены основные запасы. Основные параметры этой зоны (средняя проницаемость – 0,120 против 0,100 мкм² по всему пласту, начальная нефтенасыщенность – 63 против 61 %, эффективная нефтенасыщенная толщина – 6,3 против 5,6 м) здесь несколько выше, чем в целом по пласту.

Особенностями продуктивного пласта БС₈ являются:

- залежь пластовая сводовая с подошвенной водой;