В течение 1998-2003 гг. в РУП "Производственное объединение "Белоруснефть" было выполнено 285 скважино-операций в 203 скважинах, Гидрохимический мониторинг проводился по 106 объектам в 79 скважинах. В остальных 179 случаях (123 скважины) провести анализ изменения гидрохимической обстановки не представлялось возможным ввиду недостаточного объема фактических данных (ряд скважин, из которых добывается безводная продукция, отсутствие информации о плотностях попутно добываемых вод до и после проведения ГТМ, частые подливы технологических вод более низкой минерализации и др.).
По результатам проведенных водоизоляционных работ изменение плотностей попутно добываемых вод наблюдалось по 66 объектам, из которых по 63 получен положительный эффект. В большинстве случаев (32 объекта) изменение плотности попутных вод составило до 0,01 г/см3, что соответствует изменению минерализации до 15 г/л. Изменение плотностей свыше 0,01 г/см3 до 0,03 г/см3 (минерализация от 15 до 45 г/л) отмечалось по 22 объектам. В 9 случаях повышение или снижение плотностей составило свыше 0,03 г/см3 до 0.05 г/см3 (минерализация 45-75 г/л). Более значительное изменение плотностей (свыше 0,05 г/см3) наблюдалось лишь по трем объектам.
В результате проведения ГТМ изменение плотностей не наблюдалось по 40 объектам. В 27 случаях положительного эффекта в результате проведения геолого-технических мероприятий получено не было. По остальным объектам был получен относительно небольшой эффект (от нескольких десятков до 350 т дополнительно добытой нефти). В большинстве случаев обводненность добываемой продукции при этом оставалась очень высокой.
Продемонстрируем вышесказанное на некоторых наиболее характерных примерах. Так, после проведения в августе-сентябре 2002 г. водоизоляционных работ и перевода с саргаевского на семилукский горизонт в скважине 76 Золотухинского месторождения усредненная плотность попутно добываемых вод снизилась с 1,21 г/см3 до проведения данного мероприятия до 1,13 г/см3 после проведения ГТМ (рис. ). Столь значительное снижение плотностей попутных вод является свидетельством кардинального изменения фильтрационных потоков. Если при разработке залежи нефти саргаевского горизонта в составе попутных вод преобладали пластовые рассолы, то из семилукского горизонта добывается более пресная попутная вода, аналогичная по минерализации воде, добываемой из скважин, расположенных в зоне влияния нагнетательной скважины 70, в которую производится закачка значительных объемов пресной воды (рис. ). Это подтверждается еще большим (до 1,14 г/см3) снижением плотностей попутных вод в июне - июле 2003 г., что явилось следствием увеличения объемов закачки пресной воды в нагнетательную скважину 70. а также уменьшением объемов закачки соленой воды в целом по залежи.
Согласно гидрохимическим данным, скважина лишь через три месяца вышла на нормальный режим работы. Обводненность добываемой продукции снизилась с 95 до 65%, Все это является доказательством высокого качества проведения работ. Эффективность данного мероприятия составила с сентября 2002 г. по декабрь 2003 г. 2293 т дополнительно добытой нефти.
В результате проведения в декабре 2002 г. - январе 2003 г. в Скважине 187 Южно-Осташковичского месторождения водоизоляционных работ и перевода на вышележащий интервал скважина не успела выйти на нормальный режим работы. После проведения в марте - апреле 2003 г, повторных работ плотность попутно добываемых вод снизилась с 1,165 г/см3 до 1,150 г/см3. Выход скважины на нормальный режим работы опился около месяца. Обводненность добываемой продукций снизилась с 95% до проведения работ до 7% в мае 2003 г. В последующие месяцы наблюдается постепенный рост обводненности, которая в сентябре достигла 50%. Эффективность проведения данного мероприятия оказалась очень высокой и составила с апреля по декабрь 6789 т дополнительно добытой нефти.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.