Восточный блок ограничен с востока зоной замещения (уплотнения) коллектора, а с запада нагнетательными скважинами №№ 5, 26, 38. В таблице 4.1.4 представлены основные технологические показатели разработки восточного блока. Как видно из таблицы, максимальный уровень добычи был достигнут в 1971 году – 214,1 тыс.т или 14%годовых от извлекаемых запасов. Продолжительность первого этапа 2 года. Этот период характеризовался интенсивным падением пластового давления. Основная добыча нефти осуществлялась за счёт реализации упругих сил. Во вторую стадию разработки, которая длилась три года, наблюдается почти стабильный уровень годовой добычи нефти при максимальном росте пластового давления и высокой компенсации отбора закачкой. Третья стадия ознаменовалась резким падением темпов отбора нефти, интенсивным обводнением, стабильно высоким пластовым давлением и низким перепадом между зоной отбора и нагнетания. Продолжительность стадии 4 года. В 1980 году восточный участок перешёл в четвёртую стадию разработки.
На 1.10.1985 года по восточному блоку отобрано 1281 тыс.т нефти. Коэффициент использования запасов составил 0,83 при обводнённости 92% в поверхностных условиях. Водонефтяной фактор равен 1,3. таким образом, к моменту вступления залежи в завершающую стадию разработки использование запасов было сравнительно невысоким – 67,4 %. Можно предположить, что при внедрении внутриконтурного заводнения были допущены определённые промахи, которые не в полной мере отвечали геолого-физическим условиям в залежи.
Сравнительный анализ динамики выработки запасов по трём блокам Вишанского месторождения показал, что наиболее вырабатывался западный участок, хуже – центральный, восточный участок занимает как бы промежуточное положение. Более эффективным следует считать приконтурное заводнение с переносом фронта нагнетания. Компенсация отбора закачкой не должна превышать 80%. Минимальный перепад между зоной отбора и нагнетания должен быть не менее 4,5 МПа. Лучшие условия для выработки наступают при переменных режимах дренирования (перепад меняется от 4,5 до 6,5 МПа).
4.2. Технологическая схема интенсификации добычи нефти в условиях высокообводнённого трещинно-порового коллектора при водонапорном режиме фильтрации
Использованная на Вишанском месторождении технология была предназначена для интенсификации добычи нефти с целью повышения нефтеотдачи путём максимального вовлечения в разработку нефтенасыщенной плотной поровой части пласта (матрицы).
Известны способы повышения нефтеотдачи, характеризующиеся принудительным вытеснением (посредством нагнетательных скважин) нефти водой, обогащённой разнообразными реагентами, каждый из которых оказывает определённое физическое и химическое воздействие на пласт (например, для выравнивания фронта вытеснения, улучшения промывки и т.д.). Однако, указанные способы не сочетаются в условиях трещинно-порового коллектора с установлением оптимального режима дренирования нефтяного пласта эксплуатационными скважинами.
С другой стороны, распространённый метод повышения нефтеотдачи путём форсирования отборов не учитывает особенностей фильтрации в трещинно-поровых средах. Для рассматриваемого типа коллектора показателем повышения нефтеотдачи является наличие обмена жидкостью между поровой части пласта и трещинами, а не текущий максимальный дебит по нефти. Поэтому подобранные на основании нефтепромыслового эксперимента стационарные режимы отбора жидкости, соответствующие наибольшему дебиту по нефти, недолговременны и эффект достижения максимального дебита по нефти исчезает после прекращения переходных процессов в пласте.
Более того, по причине значительной фильтрационной неоднородности коллектора форсирование отборов при стационарном режиме фильтрации способствует опережающему обводнению по высокопроницаемым трещинам при значительной остаточной нефтенасыщенности матрицы. Это приводит к снижению конечной нефтеотдачи.
Данный метод имел своей целью инициировать работу плотной поровой части пласта путём создания оптимальных нестационарных режимов фильтрации. Поскольку регулярное определение коэффициента обмена между поровой и трещинной частями пласта затруднительно на механизированных скважинах, показателем работы матрицы может служить градиент обводнённости скважины или иного эксплуатационного объекта по сравнению с динамикой обводнённости в условиях предшествующей технологии.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.