Прогнозирование показателей разработки Копей-Кубовского нефтяного месторождения

3.7 Результаты обводнения рядов скважин

Результаты расчётов обводнения рядов скважин приведены в таблицах 3.7, 3.8, 3.9.

3.8 Показатели разработки по рядам и по всей залежи в целом

Расчётные показатели разработки по рядам приведены в таблицах 3.7, 3.8, 3.9, по пласту в целом – в таблице 3.10. Графики изменения показателей разработки во времени показаны на рисунках 3.3–

3.13.

4. Метод повышения нефтеотдачи залежи кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения

В результате расчетов показателей разработки залежи кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения оказалось, что конечный коэффициент нефтеотдачи составил 23% от начальных геологических запасов.

Для его увеличения предлагается такой метод как заводнение растворами полимеров.

Данный выбор метода увеличения нефтеотдачи пласта связан с геолого-физическими свойствами коллектора и пластовых флюидов (таблица 4.1) [7].

Таблица 4.1. Геолого-физические условия эффективного применения метода увеличения нефтеотдачи растворами ПАВ

Сущность метода заключается во внедрении полимерных растворов в продуктивный пласт через нагнетательные скважины обустроенные специальным скваженным оборудованием, в увеличении вязкости вытесняющего агента, увеличении охвата пласта заводнением.

По этой технологии в нефтяной пласт последовательно нагнетают различные оторочки растворов химреагентов, из которых основная – оторочка водного раствора полимера.

Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером до 40–50% от объема пор. Размер оторочки, концентрация и тип полимера должны выделяться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородности пористой среды и солевого состава пластовой и связанной воды. При высокой минерализации пластовых вод концентрация растворов увеличивается в 2–3 раза.

Давление для нагнетания полимерных растворов требуется значительно более высокое чем при обычном заводнении. Сущ Метод вытеснения нефти полимерными растворами можно использовать только при ограниченном содержании ионов кальция и магния в воде (до 0,025 г. /л). Метод с наибольшим успехом можно использовать на месторождениях с проницаемостью пласта более 0,1 мкм2. При пластовой температуре более 90ºС вследствие деструкции макромолекул реагентов использовать нецелесообразно. Глубина залегания и толщина пласта при полимерном заводнении не лимитируется.

Полимерное заводнение может оказаться технически не осуществимым в слабопроницаемых пластах.

Система размещения скважин может не отличаться от систем для обычного заводнения, если обеспечиваются необходимые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора нефти, но вполне логично применять более плотные сетки скважин для полимерного заводнения.

Полимерное заводнение зависит от условий рвботы месторождения. Мировой опыт позволил выделить ряд недостатков:

1. Резкое снижение приемистости нагнетательных скважин, что объясняется увеличением вязкости полимерного раствора. Это удается тогда, когда полимер равномерно растворяется в воде.

2. Полимеры эффективны до температуры 90ºС, при большей температуре происходит диструкция.

3. При малой вязкости нефти эффект меньше так же как и при высокой.

5. Практические рекомендации по прогнозированию процесса обводнения и нефтеотдачи нефтяных месторождений

Рекомендации по использованию того или иного метода прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений нельзя рассматривать в отрыве от периода разработки, когда применение этого метода наиболее целесообразно, т.е. достигается наибольшая точность прогноза.

Анализируя эмпирические методы выделенных групп, можно сделать следующие выводы:

1. На ранней стадии разработки, когда имеющаяся информация об эксплуатируемом объекте не позволяет использовать эмпирические методы 2 и 3 групп, при прогнозировании процесса обводнения и нефтеотдачи следует применять эмпирические методы 1 группы.

2. По мере накопления фактического материала об эксплуатируемом объекте большее предпочтение следует отдавать эмпирическим методам 2 группы.

3. В период прогрессирующего обводнения продукции залежи при достаточном объеме информации о пласте целесообразно использовать эмпирические методы 3 группы.

Указать конкретные границы применения каждой из групп методов весьма затруднительно, так как для отдельных методов одной группы они изменяются в широких пределах.

На сегодняшний день невозможно выделить гидродинамические или эмпирические методы прогнозирования, позволяющие с достаточной точностью и в течение всего периода эксплуатации залежи рассчитывать показатели ее разработки.

Существующие эмпирические и гидродинамические методы прогноза имеют свои преимущества и недостатки. Преимущества эмпирических методов по отношению к гидродинамическим состоят в следующем:

эмпирические методы основаны на обработке фактического материала эксплуатации залежей, что в какой-то степени повышает надежность этих методов;

они позволяют интегрально учитывать геологические особенности строения пласта и некоторые технологические особенности разработки. Это преимущество наиболее характерно для эмпирических методов 2 и особенно 3 группы;

простота их применения.

Наряду с преимуществами эмпирических методов прогнозирования имеют ряд допущений и недостатков:

первое отмеченное преимущество эмпирических методов заключает в себе и их недостаток, так как точность расчетов по ним в большой степени зависит от количества имеющихся фактических данных;

возможность прогнозирования появляется спустя определенный период времени с начала эксплуатации месторождения. Этот недостаток наиболее характерен для эмпирических методов 2 и особенно 3 группы;

методы 1 группы принципиально можно использовать для прогнозов лишь в случаях, когда строение и условия разработки новых залежей мало отличается от строения и условий разработки старых залежей, по которым выявлены те или иные закономерности процесса обводнения;

во всех рассматриваемых эмпирических методах предполагается, что в течении прогнозируемого периода система разработки месторождений изменяется несущественно. Имеется в виду, что такие факторы как дополнительные линии разрезания, организация очагового и циклического заводнения, резкое изменение числа скважин, темпов отборов или закачки жидкости и другие могут в какой-то степени повлиять на результаты расчетов.

 Скачать реферат