Основные технологии в мероприятия по увеличению нефтеотдачи пластов на месторождениях Западной Сибири (Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, Астраханский государственный политехнический колледж)
Введение
1. Когалымское нефтяное месторождение
1.1. Геологическое строение месторождения
1.2.Повышение нефтеотдачи путем оптимизации давления заводнения на примере Когалымского месторождения
1.3 Стратегия разработки нефтяного месторождения с низким давлением насыщения
2.Геологические предпосылки реализации предлагаемой стратегии
2.1.История разработки
2.2.Обоснование стратегии разработки на основе численного эксперимента
3.Анализ эффективности проводимых геолого-технических мероприятий на месторождениях Западной Сибири
3.1.Применение геолого-технических мероприятий на Покамасовском нефтяном месторождении
3.2.Применение геолого-технических мероприятий на Ломовом нефтяном месторождении
Заключение
Список литературы
В разработке нефтяных месторождений можно выделить 4 этапа, которые характеризуются следующими основными отличительными признаками:
- способами разработки; - системами размещения скважин; - коэффициентами нефтеотдачи; - информационной базой. 1 этап продолжался до 1946 г. и характеризовался следующими признаками: естественным режимом разработки; равномерной, в основном треугольной, сеткой скважин, плотность сетки – 2-6 га/скв.; коэффициентом нефтеотдачи – 0,1-0,2; контролируемый параметр – пластовое давление. 2 этап продолжался с 1946 г. по 1980 г. и характеризовался интенсивным внедрением технологии заводнения как на разрабатываемых, так и на вновь вводимых месторождениях. В 1948 г. впервые в СССР с начала разработки было начато промышленное применение законтурного заводнения с целью поддержания пластового давления на Туймазинском месторождении (Башкирия). Затем началось применение на других месторождениях различных систем размещения скважин (площадной и рядной) для реализации внутриконтурного заводнения. За счёт применения заводнения удалось более чем в 2 раза повысить нефтеотдачу пластов увеличением коэффициента вытеснения. При этом одновременно уменьшился коэффициент охвата с 0,9 при режиме истощения до 0,6–0,7 при применении заводнения. Для контроля за разработкой начали применять термометры, дебитомеры и другие приборы. 3 этап продолжался с 1980 г. по 1990 г. и характеризовался различными методами, направленными на совершенствование технологии заводнения за счёт: - перехода на площадное и избирательное заводнение; - применения различных добавок к воде, улучшающих её вытесняющую способность (ПАВ, щёлочи, кислоты и др.); - выбора оптимальных режимов закачки воды и отбора продукции (смена направлений фильтрации, повышение давлений нагнетания, циклический режим закачки воды и т. д.). Была значительно усовершенствована информационная база, появились методы автоматизации контроля за разработкой, на основании которой активно применялись методы регулирования процесса заводнения. Совершенствованием контроля и регулированием разработки удалось повысить нефтеотдачу на ряде месторождений до 0,5-0,6.
В результате численного эксперимента доказано преимущество предлагаемой стратегии для увеличения коэффициента конечной нефтеотдачи. Применение этой стратегии на Когалымском месторождении в течение четырех лет подтверждает ее эффективность. По пласту БС112 при текущей обводненности в 32% отобрано 36% от извлекаемых запасов, что свидетельствует об отсутствии опережающего обводнения. Экстраполяция зависимости текущего КИН от обводненности продукции до экономического рубежа разработки соответствует конечному КИН на уровне 38%, то есть подтверждает полученные оценки. Наряду с этим реализуются и другие преимущества, такие, например, как предотвращение повреждения призабойной зоны пласта при глушении скважин нефтью за счет низкого пластового давления. Это позволяет сохранять высокие дебиты скважин в межремонтный период.
