2.8. Рекомендуемые мероприятия

Эффективным методом воздействия на оставшиеся нефтенасыщенные пропластки является также применение метода акустического воздействия на призабойную зону пласта (АВ). Большим достоинством является дешевизна этого метода воздействия. Метод имеет большой радиус воздействия на пласты, позволяет включать в работу закольматированные и низкопроницаемые пропластки. Обладает высокой избирательностью воздействия (полоса воздействия толщиной до 1 м) на призабойную зону пласта и пласт в целом. Используется стандартная геофизическая станция. В комплект входит излучатель, источник питания, соединительные кабели.

Метод решает следующие задачи:

• увеличение приемистости нагнетательных скважин;

• выравнивание профиля приемистости с вовлечением в работу низкопроницаемых и закольматированных пропластков;

• интенсификация притока жидкости в добывающих скважинах за счет очистки зоны перфорации от отложений твердых компонентов нефти, бурового раствора и т.д.

статистическая обработка данных по 73 скважинам одного из месторождений Западной Сибири показывает, что эффект наиболее значителен по малодебитным скважинам.

Весьма перспективным представляется применение технологии «Полисил», разработанной в Научно-производственном центре АО РИТЭК. Технология основана на гидрофобизации призабойной зоны пласта.

Материалы «Полисил» обладают уникальными физико-химическими свойствами. Они представляют собой химически инертные мелкодисперсные порошки на основе двуокиси кремния с частицами микронного и субмикронного размера. Частицы порошка обладают необычайно развитой поверхностью, химически модифицированной по специальной технологии для придания ей водоотталкивающих свойств. Частицы порошка легко проникают в пористую породу. После обработки коллектора, песчаники или карбонаты приобретают гидрофобные свойства, но при этом полностью сохраняют свою проницаемость. Лабораторные исследования по обработке искусственного керна материалом «Полисил» продемонстрировали возможность изменять фильтрационные свойства породы.

В зависимости от параметров обработки возможен режим общего увеличения проницаемости и режим избирательного улучшения фильтрации только по нефти, с отсечкой воды. Первый режим применяется для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных скважин. Второй режим применяется для увеличения добычи нефти или восстановления нерентабельных добывающих скважин. При обработке скважин требуется минимальное количество материала «Полисил» - от 0,5 до 15 кг, в зависимости от толщины обрабатываемого пласта.

Реагент «Полисил» не имеет аналогов как средство повышения приемистости или восстановления нагнетательных скважин. Проводилась обработка призабойных зон нагнетательных скважин с нулевой, слабой или быстрозатухающей приемистостью. После обработки, требующей всего 4-7 кг «Полисила», резко увеличивается приемистость при снижении давления нагнетания вследствие улучшения проницаемости пласта. Обработанные на месторождениях Западной Сибири, Республик Татарстана, Коми, нагнетательные скважины работают без уменьшения приемистости более года. Коэффициент успешности применения «Полисила» превышает 95 %, обработано реагентом «Полисил» 70 нагнетательных скважин. В результате обработки реагентом «Полисил» 20 нагнетатальных скважин на Повховском месторождении («Когалымнефтегаз») при практически одинаковых давлениях до и после обработки произошло многократное увеличение приемистости.

Гелеобразующие составы. Данная технология рекомендуется для обработки нагнетательных скважин терригенных коллекторов с приемистостью от 300 до 1000 м³/сут и более, а также для обработки нагнетательных скважин водоплавающих залежей и скважин краевых зон с целью предотвращения непроизводительной закачки воды за контур пласта.

Выводы

Накопленная добыча нефти на 01.01.2013 составляет 4295.7 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 0,8%. Текущая нефтеотдача 0,525. В 2012 г. в залежь закачано 74,4 тыс. м³ воды, компенсация отбора жидкости закачкой составила 23,9 % при фонде нагнетательных скважин 1 единица. Приёмистость нагнетательной скважины составила 250,4 м³/сут. Всего на 01.01.2013 г. в залежь было закачано 4185,6 тыс.м³ воды, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 37,1%.

Разработка пласта Д₁ за рассматриваемый период времени (2008-2012гг.) осуществлялась с изменением годовых отборов нефти как в меньшую, так и в большую сторону от запроектированных величин. В 2008, 2010-2012 г.г., фактические отборы нефти меньше проектных величин, а в 2009 году проектные показатели по добыче нефти ниже фактических, это связано с применением ГТМ на месторождении.

Проведенный технико-экономический анализ разработки показал, что наиболее эффективным проведения следующих мероприятий:

- вывод из бездействия 29 скважин;

- перевод 2 скважин под нагнетание;

- возврат скважин на вышележащие горизонты;

- бурение 35 вертикальных добывающих скважин;

- бурение 18 вертикальных нагнетательных скважин;

- бурение 1 БГС в вертикальных скважинах;

- бурение 4 БННС;

- бурение 2 скважин-дублеров;

- проведение в добывающих скважинах кислотного ГРП.

Внедрение вышеперечисленных мероприятий обеспечивает достижение конечного коэффициента нефтеизвлечения, равного 0,542.

Для увеличения производительности добывающих скважин проводились солянокислотные обработки призабойных зон с добавлением различных ингибиторов коррозии, дисолвана. В большинстве случаев использовался 12% раствор соляной кислоты; для увеличения приемистости нагнетательных скважин осуществлялась закачка глинокислоты и глинокислотных растворов, использовались пенокислотные обработки с добавлением кальцинированной соды, закачивался кислый гудрон.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Подсчёт запасов нефти и газа и проект разработки продуктивных пластов Чубовского месторождения НПУ «Ставропольнефть», институт «Гипровостокнефть», Куйбышев, 1959г.,278с.

2. Подсчёт запасов нефти и газа (по всем залежам) и проект разработки пласта Б₂ угленосного горизонта Белозёрского месторождения НПУ «Ставропольнефть», институт «Гипровостокнефть», Куйбышев,1959г., 291с.

3. «Анализ разработки пласта Б₂ угленосного горизонта Красноярского и Белозёрского месторождений»,1960г.

4. «Подсчёт запасов нефти и газа продуктивных пластов девона, нижнего и среднего карбона Белозёрского и Чубовского месторождений», 1962 г., институт «Гипровостокнефть», Куйбышев,1962г.,142с.

5. «Подсчёт запасов нефти и газа Белозёрско-Чубовского месторождения», институт «Гипровостокнефть», Куйбышев, 1972г.

6. «Анализ разработки Белозёрско-Чубовского месторождения», институт “Гипровостокнефть”, Куйбышев,1972г.

7. «Уточнённый проект разработки по Белозёрско-Чубовскому нефтяному месторождению Куйбышевской области» (Отчёт), тема 10-78 этап I «Гипровостокнефть», Куйбышев,1978г.,81с.

8. «Подсчёт запасов нефти и растворённого газа по пластам А₃, А₄, В₁ Белозёрско-Чубовского месторождения», ЦНИЛ, Куйбышев,1977, 214с.

9. «Пересчёт запасов нефти и газа Белозёрско-Чубовского месторождения Куйбышевской области» (Отчёт), тема 6-84, институт «Гипровостокнефть», 1985г.

10. «Проект разработки Белозёрско - Чубовского месторождения». Отчёт Гипровостокнефти, заказ-наряд 86.2522, этап 2. Рук. Темы: В.И.Колганов, Г.Н. Бережная, Куйбышев, 1986г, 340с.

11. Дополнительная записка к проекту разработки Белозёрско-Чубовского месторождения. Отчёт Гипровостокнефть к з/н 86,2522, этап 2, г. Куйбышев, 1989г., 57с.

12. Обоснование бурения дополнительных скважин на пласт Д_к Белозёрско-Чубовского месторождения (договор №2/7), ЦНИЛ, рук. темы: Г.Б.Выжигин, А.А.Пакшаев, г. Самара, 1994г.

13. Анализ разработки месторождений ОАО «Cамаранефтегаз» с уточнением технологических показателей на период действия лицензий. (Отчёт), Самара, 1999г.

14. ОАО «Самаранефтегаз» Самарское областное Правление НТО нефтяников и газовиков им. Академика И.М.Губкина. Сборник: «Эффективность внедрения современных методов повышения нефтеотдачи пластов и новой техники в бурении скважин и добыче нефти в ОАО «Самаранефтегаз»», г.Самара, 1999 г.

15. «Текущее состояние разработки нефтяной залежи пласта Б₂ Белозёрского месторождения НПУ «Ставропольнефть».Рук.темы: Аширов К.Б. Гипровостокнефть,1964г.

16. «Обоснование целесообразности бурения дополнительных скважин по Белозёрско-Чубовскому месторождению. ЦНИЛ, Куйбышев,1980, 46с.

17. Анализ разработки пласта Д_к Белозёрско-Чубовского месторождения, ОАО «Самаранефтегаз», Самара,1998г.,319с.