Таблица 12
Характеристика участков промышленного испытания
технологий ХПВ, ТПВ в сравнении с водным воздействием (ВВ) и естественным режимом (ЕР)
№ п/п
Показатели
Единица измерения
Участок ТПВ,
СКВ.
1413
Участок ХПВ, скв. 1411
Участок ВВ,
1417
Участок естеств. режима, скв. 142
1.
Площадь участка
га
78,5
2.
Запасы нефти
млн. т
1,25
1,45
1,24
1,16
геологические
0,49
0,57
0,48
0,45
извлекаемые
3.
Количество скважин
шт.
17
18
13
добывающих
1
нагнетательных
4.
Сетка скважин
мхм
250x250
5.
Нефтенасыщ. толщина
м
16,3
18,5
14^
12,6
6.
Начальное пластовое
давление
МПа
14,5
7.
Тип коллектора
карбонатный, пористо-кавернозно-
трещиноватый
8.
Пористость
%
0,16
9.
Проницаемость
мкм2
0,235
10.
Коэффициент
нефтеизвлечения,
утвержденный ГКЗ
0,39
11.
Вязкость нефти в
пластовых условиях
МПа-с
78,35
Концентрация ПАА для холодного полимерного и горячего полимерного растворов составляла 0,05% (по сухому порошку японского ПАА типа РДА-1012 и РДА-1020). Суточная закачка в скважину не превышает 100 м3/сут. Закачка осуществляется до создания полимерной оторочки в объеме 20% от объема пор пласта участка, с последующим перемещением ее нагнетанием воды до полного завершения разработки залежи. Добыча нефти осуществляется механизированным способом. Для приготовления горячего полимерного раствора используются трубные подогреватели ПТ-160/100. В качестве топлива используется газ.
Результаты длительного промышленного внедрения технологии воздействия на залежь Мишкинского месторождения холодным полимерным раствором, горячим полимерным раствором и холодной необработанной водой показаны в табл.11.
Приведенные в ней промысловые данные показывают высокую эффективность применения термополимерного метода. Текущая нефтеотдача на участке ТПВ превысила утвержденную ГКЗ СССР (39%) и составляет 40,9% от начальных балансовых запасов и 104,3% от начальных извлекаемых запасов. Фактические результаты разработки залежи показывают, что принятый ГКЗ коэффициент нефтеотдачи 39%. (при заводнении) оказался явно завышенным. Экспериментальные и расчетные исследования, выполненные во ВНИИнефть с использованием современных методик, показали, что для таких физико-геологических условий, как в черепетском горизонте Мишкинского месторождения, конечный коэффициент нефтеотдачи при использовании заводнения не превысит 25% от балансовых запасов (при реальной прокачке через пласт 1,5—2 поровых объемов пласта). Практика 18-летней разработки этого месторождения подтверждает эти выводы. За эти годы при достижении 80,8% обводненности продукции на участке (ВВ) скв. 1417 текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 21,9%. Накопленная добыча нефти на участке ТПВ составила 511,2 тыс. т, что превышает расчетную на 19,7 тыс. т. Эта нефть считается дополнительно добытой, т. к. она составляет прибавку к оценкам базового варианта при проектировании. Участок продолжает разрабатываться, средняя обводненность продукции составляет 85,5%. Среднесуточный дебит добывающих скважин равен 1,4 т/сут. При дальнейшей реализации запроектированной технологии ТПВ на этом участке конечный коэффициент нефтеотдачи будет значительно выше. Можно сделать вывод, что технология ТПВ оказалась очень эффективной. Примера таких высоких результатов в карбонатных, крайне неоднородных, коллекторах нет в мировой практике нефтедобычи.
Следует также обратить внимание на стабилизацию (1991—1994) величины обводненности продукции в скважинах участка, что говорит о хорошем вытесняющем процессе рабочим агентом «остаточной» нефти. На начало 1995г. на участке закачано 336,4 тыс. м3 горячего полимерного раствора, что составляет около 20% порового объема участка пласта. Такая величина оторочки горячего раствора ПАА была заложена теоретическими и экспериментальными исследованиями авторами метода. Поэтому в 1995г. на этом участке начинается закачка подогретой до 85— 90°С воды, с расходом 50—75 м3/сут.
Участок ХПВ (скв. 1411) расположен в центральной части месторождения и по всем основным геолого-физическим параметрам идентичен элементу, где проводится закачка горячего полимерного раствора (количество скважин, запасы нефти, продуктивные толщины, сетка скважин и т. д.). В пласт закачивался холодный полимерный раствор с концентрацией 0,05% по сухому японскому порошку, т. е. той же концентрации, что и на участке ТПВ. Анализ показывает, что холодный полимерный раствор в условиях Мишкинского месторождения довольно полно вытесняет нефть из трещинно-кавернозных емкостей, но «хуже работает» в матрицах. Поэтому по количественным оценкам эффективности нефтеизвлечения показатели разработки по времени отстают от результатов на участке ТПВ. Кроме того, из-за отсутствия подогрева рабочего раствора наблюдается ниже приемистость нагнетательных скважин, и, следовательно, меньшее количество полимерного раствора закачано за то же время разработки. С начала внедрения полимерного воздействия закачано 289,5 тыс. м3 холодного полимерного раствора (15,9% объема пор участка пласта), против 336,4 тыс. м3 горячего раствора (20%).
Участок ВВ (скв. 1417) близок по своим исходным геолого-физическим параметрам с участками ХПВ и ТПВ. На участке ВВ производилась закачка холодной необработанной воды. Общий объем закачанной воды составляет 297,2 тыс. м3, что соответствует 19,2% объема пор участка пласта. Сравнение фактических результатов разработки участков при практически равных масштабах воздействия: главные показатели добычи нефти значительно отличаются от данных по участкам ТПВ и ХПВ. Текущая величина нефтеотдачи (21,9%) отстает от КНО на участке ХПВ 11,8%, а по термополимерному воздействию — вдвое. Динамика обводненности на участке водного воздействия всегда была выше, чем на соседних участках ХПВ и ТПВ. По расчетам максимальная нефтеотдача на участке ВВ может достичь величины 24—25% от начальных балансовых запасов против 39%, утвержденных ГКЗ.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9