В скважине 124 в 1973 году была вскрыта перфорацией VIII пачка, а в 2001 году методами промысловой геофизики установлена заколонная сообщаемость в интервале залегания VIII и IV пачек. Из скважины к настоящему времени отобрано 155,5 тыс.у.е. нефти и 46,3 тыс.у.е. воды. В этой ситуации очевидно, что принадлежность всей продукции скважины только VIII пачки весьма сомнительно.
В нагнетательной скважине 26 после освоения в сентябре 1967 года под закачку IV пачки в октябре 1968 года была приобщена VIII пачка. В августе 1988 года в стволе скважины между вскрытыми интервалами был установлен цементный мост, тем не менее за время одновременной закачки воды в оба продуктивных горизонта было закачано 2216 тыс. м3 воды. Оценку же распределения заколонной воды в различные горизонты произвести невозможно. Более того, материалами ПГИ в 2001 году установлено наличие перетоков воды вниз ниже интервала перфорации IV пачки
Наоборот: В залежь VIII+IX пачек межсолевых отложений закачано воды меньше, чем отобрано жидкости из залежи на 2,1 млн. м3, что должно было привести к снижению пластового давления от начального (26,5 МПа) не ниже чем на 90 МПа, т. е. к созданию в залежи «отрицательного» пластового давления.
Подводя итог вышесказанному, следует констатировать, что представленные в официальных отчетных документах показатели разработки межсолевых залежей нефти Речицкого месторождения не соответствуют действительности. Это несоответствие относится и к оценке начальных балансовых и извлекаемых запасов залежи, и к показателям по добыче нефти и воды и закачке воды по каждой из залежей, а, значит, и текущим коэффициентам использования запасов, степени компенсации отбора закачкой и т.п.
Конечно, это в некоторой степени, экспертная оценка состояния дел по этим залежам. Совершенно очевидно, что в настоящее время дать достаточно полную и достоверную оценку текущего состояния разработки межсолевых залежей и выработки их запасов невозможно.
В этих условиях представляется единственно-возможным способом изучить состояние и оценить дальнейшие добывные возможности залежей только на основе продолжения их разработки при условии полного их разобщения как в стволах, так и в заколонных пространствах всех скважин.
4.3 Провести водоизоляционные работы с применением химреагента лигнопол в скважиннах (145, 182, 191, 224) по технологии :
Технология проведения изоляционных работ в добывающих скважинах с применением реагента «ЛИГНОПОЛ»
Одним из важных этапов повышения эффективности разработки залежей нефти на поздней стадии эксплуатации является снижение обводнённости добываемой продукции скважин путём проведения мероприятий, направленных на изоляцию или снижение проницаемости промытых зон коллекторов и создания условий для вытеснения нефти из менее производимых пластов и пропластков.
В институте «БелНИПИнефть» разработана технология ограничения водопритока с использованием полимерного реагента «ЛИГНОПОЛ». Сущность разработанной технологии заключается в избирательном воздействии на пути водопритоков, выравнивании неоднородности пластов с разной проницаемостью.
Реагент «Лигнопол» представляет собой гидролизованный сополимер полиакрилонитрила и лигносульфанола.
Использование лигнопола в мероприятиях по регулированию охвата пластов выработкой предусматривает применение составов с контактным механизмом взаимодействия и составом с регулируемым временем гелеобразования.
Составы с контактным механизмом взаимодействия
Благодаря наличию в своём составе полиакрилонитрила, лигнопол взаимодействует с солями поливалентных металлов с образованием осадков и гелей, структура которых зависит от валентности катиона. Так, при структурировании пилимера с солями двухвалентных металлов (Ca, Mg) происходит образование упорядоченных структур. Гели, полученные при взаимодействии с солями трёхвалентных металлов (Аl, Fe), имеют структуру развитой объёмной сетки. Полимерная масса в этом случае получается более плотной и эластичной.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.