Вывод: коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта больше утвер- жденного коэффициента нефтеотдачи, равного 0,348; следовательно разработка залежи пласта В1 ведется верно.
Запасы нефти пласта В1относятся к трудноизвлекаемым: залежь харак-теризуется высокой расчлененностью и низкопроницаемым коллектором. Для интенсификации добычи нефти и сокращения сроков разработки по пласту В1 проводились такие геолого-технические мероприятия, как соляно-кислотные обработки добывающих и нагнетательных скважин, термогазохимическое воздействие и гидроразрыв пласта.
Соляно-кислотные обработки (СКО)
Соляно-кислотная обработка проводится с целью образования глубоко проникающих в пласт каналов, соединяющих забой скважин с насыщенными нефтью участками пласта. Эти обработки основаны на способности кислот растворять карбонатные породы, слагающие продуктивные горизонты скважин, а также различные взвеси, отлагающиеся и загрязняющие фильтрующие поверхность призабойной зоны. В результате кислотного воздействия происходит очистка фильтрующей поверхности призабойной зоны и увеличения ее проницаемости, вследствие чего значительно улучшаются условия притока нефти к забою скважины. Так как пласт В1 низкопроницаемый для обработки испаорльзуют соляно-кислотный раствор с концентрацией 8 – 10% в объеме 0,4 – 0,6 м³ на 1 м толщины пласта. При повторном процессе объем и концентрацию кислоты повышают. Для борьбы с коррозией в раствор добавляют ингибиторы до1% (И-1-А, ПБ-5, катапин А). Для удаления вредных примесей, ухудшающих результаты обработок (хлорное железо, серная кислота), в кислоту добавляют 2 – 3% стабилизаторов (хлористый барий), которые переводят эти вещества в растворимые соли. Удаление из пор пласта продуктов реакции облегчается после введения интенсификаторов, в качестве которых используют различные ПАВ (диссольван). Чтобы оценить эффективность воздействия кислоты на пласт до и после СКО в скважинах проводят гидродинамические исследования. Чтобы снизить поглотительную способность высокопроницаемых пропластков, в них предварительно нагнетают высоковязкую эмульсию. Кислоту закачивают в пласт с максимально возможными скоростями, чтобы она проникла на большее расстояние от забоя. Срок выдерживания кислоты в пласте не превышает 24 часа.
Термогазохимическое воздействие (ТГХВ)
Термогазохимическое воздействие применяется для удаления смол и парафинов, осевших на стенках поровых каналов, а также для снижения вязкости нефти, растворения карбонатов. В результате приток жидкости в скважину значительно улучшается. Технология ТГХВ заключается в спуске специальных шашек АДС в интервал перфорации. Элементы снаряда АДС, соединенные в виде гирлянды, приводятся в действие с помощью спиралей накаливания, вмонтированных в тело элементов – шашек. Снаряды сгорают, при этом давление на забое возрастает, выделяется значительное количество тепла. Продукты сгорания (СО2, НСl, Н2О, С12, NO2), проникая в пласт снижают вязкость нефти, растворяют карбонатные породы, разрушают адсорбционные слои на границах раздела фаз.
Гидроразрыв пласта (ГРП)
Гидроразрыв пласта проводится для создания искусственных и расширения имеющихся трещин в породах под воздействием давления нагнетаемой в скважину плохо фильтрующейся жидкости. В результате ГРП повышается продуктивность скважины. Процесс гидроразрыва состоит из следующих этапов: закачки в пласт жидкости разрыва (нефтекислотная эмульсия), нагнетания жидкости-песконосителя, закачки продавочной жидкости.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Запасы нефти пласта В1 отнесены к трудноизвлекаемым. Залежь имеет низкую геолого-промысловую характеристику (литологическая и зональная неоднородность, низкая проницаемость коллектора, вязкая нефть). КИН составляет 0,348. Начальные балансовые и извлекаемые запасы равны соответственно 3 196 тыс.т и 1 112 тыс.т нефти.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.