Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения

На опытных участках, где ведется воздействие, результаты значительно выше. Однако они существенно различны и для разных технологий. Наиболее высокими показателями выработки характеризуется участок термополимерного воздействия (ТПВ-1). При высоком (но не предельном) значении обводненности продукции скважин (85,5%) достигнутый

коэффициент нефтеотдачи превысил запроектированное конечное его значение и составляет на начало 1995г. — 0,409. Несколько ниже показатели выработки по участку испытания холодного полимерного воздействия (0,337), и еще более низки показатели по участку заводнения необработанной водой (0,24). На рис. 1 приведена динамика нефтеотдачи по сравниваемым опытным участкам. Столь ощутимое различие в достигнутых результатах разных технологий воздействия находит объективное подтверждение в улучшении коэффициента охвата по участкам ПВ. Приведенные данные без всяких оговорок свидетельствуют о необходимости расширения объемов работ по технологии ТПВ и на другие участки этого пласта Мишкинского месторождения.

Возможность улучшения показателей выработки при переходе к технологии ТПВ после продолжительного периода разработки на истощение подтверждают результаты по участку скв. 1415. После перевода на технологию ТПВ (в 1987г.) дополнительная добыча по участку в 1994г. по сравнению с заводнением составила 1,78 тыс. т или 0,2 пункта повышения нефтеотдачи.

В конце 1994г. после анализа состояния разработки было принято решение о переводе на технологию ТПВ и участка скв. 1417, разрабатывающегося до этого при водном воздействии (ВВ). Переход к более эффективной технологии

Рис. 1. Изменение во времени коэффициента нефтеотдачи на опытном участке IV объекта Мишкинского месторождения:

1 - участок ТПВ-1 (скв. 1413), 2 - участок ХПВ (скв. 1411), 3 - участок ВВ (скв. 1417), 4 -участок ТПВ-2 (скв. 1416), 5 - объект IV в целом, 6 - естественньв1 режим - ЕР (скв. 1424).

пока успел проявиться лишь в некотором снижении темпов обводнения по части скважин участка.

Анализ эффективности реализуемой системы разработки.

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.

Технология применения и оценка эффективности термополимерного воздействия пласт.

Разработка месторождений с нефтями повышенной и высокой вязкости методом традиционного заводнения, особенно в трещиноватых коллекторах, как правило, приводит к низким коэффициентам нефтеизвлечения (0,25-0,29). Теоретическое и экспериментальное изучение механизма вытеснения нефти водой по ВНИИ и ИГиРГИ показало, что низкие текущие и конечные коэффициенты нефтеизвлечения при заводнении залежей нефти повышен­ной и высокой вязкости связаны, прежде всего, с неустойчивым продвижением водонефтяных фронтов. С самого начала заводнения развивается явление вязкостной неустойчивости — вода в виде языков различной формы и размеров проникает в нефтяную часть пласта, оставляя за фронтом невытесненные целики нефти. Устойчивое, более равномерное продвижение водонефтяного контакта (ВНК) можно достичь за счет снижения отношения вяз­кости нефти и закачиваемого агента. Достигается это путем увеличения вязкости закачиваемой воды, загущением ее полимерными добавками. Известно, что использование полимерных растворов для увеличения нефтеизвлечения из пластов, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости, дает хорошие результаты, если коллектор является терригенным и в карбонатных коллекторах при небольшой их трещиноватости.

Однако значительные запасы нефти повышенной и высокой вязкости содержатся в карбонатных коллекторах, обладающих повышенной кавернозностью и сильно развитой трещиноватостью. Применительно к Удмуртии подобного типа залежью является черепетский горизонт турнейского яруса Мишкинского месторождения. Залежь нефти приурочена к пластам с трещинно-поровыми карбо­натными коллекторами, содержащими нефть высокой вязкости 78 МПа-с в пластовых условиях. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до 8м. Общая толщина залежи нефти в турнейском ярусе составляет 36м. Проницаемость коллектора — 0,213 мкм2, пористость — 16,4%, начальная нефтенасыщенность — 88,0%. Нефть тяжелая, высоковязкая, содержание парафина в нефти — 6%, смол и асфальтенов — 20,5-25%. Давление насыщения нефти — 9,5 МПа, газовый фактор — 7 м3/т. В пластовых условиях средняя плотность нефти равна 0,91 г/см3. Начальные ге­ологические запасы — 43,6 млн. т. Коэффициент нефтеотдачи, утвержденный ГКЗ, равен 0,39. Глубина залегания пласта — 1500м.

 Скачать реферат