Анализ эффективности работы существующей системы нагнетания воды по Мелекесскому горизонту

Одной из причин, вызывающих повышенный интерес к мелекесскому горизонту Бахметьевского месторождения является сравнительно большой остаточный запас нефти и трудность её извлечения без воздействия на пласт. Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке на режиме растворённого газа (являющимся естественным для данного горизонта) ожидается не выше 0,2.

Особенностью этого объекта является низкая проницаемость коллектора (менее 0,1мкмІ), наличие глинистых прослоев и нефтенасыщенных линз, изменчивая по площади нефтенасыщенная толщина пласта. Нефть характеризуется повышенной вязкостью и высоким содержанием смол (до 27 — 29%). Дебиты скважин низкие (0,5 — 2 т/сут).

В результате проведения опытно промышленных работ по закачке холодной воды в пласт был сделан вывод о её низкой эффективности. Одной из причин низкой эффективнсти заводнения является повышенная вязкость нефти и проявление неньютоновских свойств пластовой системы мелекесского горизонта.

Как наиболее перспективными методами были признаны тепловые, при которых могут изменяться вязкость, плотность, содержание смол и фракционный состав.

При тепловом воздействии следует поддерживать в пласте температуру, не превышающую некоторой минимально необходимой для данного месторождения температуры — эффективной температуры вытеснения. Эта температура определяется по граф…

Полученные результаты свидетельствуют о неэффективности применения ВВГ в условиях низкопроницаемого пласта (0,03 — 0,04 мкмІ).

Основные показатели разработки участка ВВГ приведены в табл.3.7.

Одиннадцать скважин мелекесского горизонта имеют горизонтальное окончание ствола.

Таблица 3.3.

Давление на устьях скв. № 700, 954, 955 составляет 9,6 — 10,2Мпа, по скв. № 1011, 1020 — 9,2−9,6Мпа. Температура на скв. № 700, 1011, 1020 колеблется в пределах (+ 96) — (+ 100), по скважине № 955 (+ 44) — (+ 51).

Перед закачкой горячей воды, температура пласта составляла + 21. Результаты замера температуры пласта по скважинам приведены ниже.

Таблица 3.4.

По нагнетательным скважинам в течении года проводили замеры пластового и забойного давления.

В 2002 году от закачки горячей воды получен положительный эффект. Дополнительная добыча нефти составила 8,249 тыс. т., а с начала разработки 221,819 тыс. т.

Таблица 3.5.

Таблица 3.6 Основные показатели разработки участка ВВГ.

Как видно из таблицы 3.7. в основном скважины с горизонтальным окончанием ствола дают значительный эффект в разработке залежи. Эффект на 2002 г. составил 6520 т.

За отчётный период из залежи за 2003 г. добыто 73 800 тонн нефти.

Частичное падение добычи по сравнению с 2001 годом составило 4300 тонн.

Для поддержания добычи нефти в 2003 г. предложено:

• 1. Продолжить закачку горячей воды в нагнетательную скважину согласно технологической схеме разработки.
• 2. Продолжить работу по гидроимпульсной обработки скважины технологией ПАРМГИНС.
• 3. Привести согласно плану мероприятия ПНН гидроразрыв пласта по 3 скв.
• 4. Продолжить динатационно-волновое воздействие на пласт в скв. 750, 887, 664, 801.
• 5. Вести повышенный контроль за работой скв. с горизонтальным окончанием ствола.