огії
В
br/>
Рис. 1. Зміна в часі коефіцієнта нафтовіддачі на дослідній ділянці IV об'єкта Мішкінський родовища:
1 - Ділянка ТПВ-1 (вкв. 1413), 2 - ділянка ХПВ (вкв. 1411), 3 - ділянка ВВ (вкв. 1417), 4-ділянку ТПВ-2 (вкв. 1416), 5 - об'єкт IV в цілому, 6 - естественньв1 режим - ЕР (вкв. 1424). br/>
поки встиг проявитися лише в деякому зниженні темпів обводнення по частині свердловин ділянки.
Аналіз ефективності реалізованої системи розробки.
Результати тривалого промислового впровадження технології впливу на поклад Мішкінський родовища холодним полімерним розчином, гарячим полімерним розчином і холодної необробленої водою показані в табл.11. Наведені в ній промислові дані показують високу ефективність застосування термополімерного методу. Поточна нефтеотдача на ділянці ТПВ перевищила затверджену ДКЗ СРСР (39%) і складає 40,9% від початкових балансових запасів і 104,3% від початкових видобутих запасів. Фактичні результати розробки поклади показують, що прийнятий ДКЗ коефіцієнт нафтовіддачі 39%. (При заводнении) виявився явно завищеним. Експериментальні та розрахункові дослідження, виконані під ВНІІнефть з використанням сучасних методик, показали, що для таких фізико-геологічних умов, як у Черепетская горизонті Мішкінський родовища, кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі при використанні заводнення не перевищить 25% від балансових запасів (при реальній прокачуванні через пласт 1,5-2 порових обсягів пласта). Практика 18-річної розробки цього родовища підтверджує ці висновки. За ці роки при досягненні 80,8% обводнення продукції на ділянці (ВВ) вкв. 1417 поточний коефіцієнт нафтовіддачі становить 21,9%. Накопичена видобуток нафти на ділянці ТПВ склала 511,2 тис. т, що перевищує розрахункову на 19,7 тис. т. Ця нафта вважається додатково видобутої, т. к. вона становить надбавку до оцінок базового варіанту при проектуванні. Ділянка продовжує розроблятися, середня обводненість продукції становить 85,5%. Середньодобовий дебіт видобувних свердловин дорівнює 1,4 т/добу. При подальшої реалізації запроектованої технології ТПВ на цій ділянці кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі буде значно вище. Можна зробити висновок, що технологія ТПВ виявилася дуже ефективною. Приклад таких високих результатів у карбонатних, вкрай неоднорідних, колекторах немає у світовій практиці нафтовидобутку.
Слід також звернути увагу на стабілізацію (1991-1994) величини обводнення продукції в свердловинах ділянки, що говорить про гарний витісняє процесі робочим агентом В«залишковоїВ» нафти. На початок 1995р. на ділянці розміщено 336,4 тис. м 3 гарячого полімерного розчину, що складає близько 20% порового обсягу ділянки пласта. Така величина облямівки гарячого розчину ПАА була закладена теоретичними та експериментальними дослідженнями авторами методу. Тому в 1995р. на цій ділянці починається закачування підігрітою до 85 - 90 В° С води, з витратою 50-75 м 3 /добу. br/>В
Технологія застосування та оцінка ефективності термополімерного впливу пласт.
Розробка родовищ з нефтями підвищеної та високої в'язкості методом традиційного заводнення, особливо в тріщинуватих колекторах, як правило, призводить до низьких коефіцієнтам нефтеизвлечения (0,25-0,29). Теоретичне і експериментальне вивчення механізму витіснення нафти водою по ВНДІ і ІГіРГІ показало, що низькі поточні та кінцеві коефіцієнти нефтеизвлечения при заводнении покладів нафти підвищеної та високої в'язкості пов'язані, насамперед, з нестійким просуванням водонефтяних фронтів. З самого початку заводнення розвивається явище вязкостной нестійкості - вода у вигляді язиків різної форми і розмірів проникає в нафтову частину пласта, залишаючи за фронтом невитесненние цілики нафти. Сталий, більш рівномірний просування водонефтяного контакту (ВНК) можна досягти за рахунок зниження відносини в'язкості нафти і закачується агента. Досягається це шляхом збільшення в'язкості закачиваемой води, загущенням її полімерними добавками. Відомо, що використання полімерних розчинів для збільшення нефтеизвлечения з пластів, що містять нафту підвищеної та високої в'язкості, дає хороші результати, якщо колектор є терригенним і в карбонатних колекторах при невеликій їх тріщинуватості.
Однак значні запаси нафти підвищеної та високої в'язкості містяться в карбонатних колекторах, що володіють підвищеною КАВЕРНОЗНІ і сильно розвиненою тріщинуватістю. Стосовно до Удмуртії подібного типу покладом є Черепетская горизонт турнейского ярусу Мішкінський родовища. Поклад нафти приурочена до пластів з тріщини-поровимі карбонатними колекторами, що містять нафту високої в'язкості 78 МПа-с в пластових умовах. У більшості свердловин простежуються серед пористих щільні різниці вапняків товщиною від 0,8 до 8м. Загальна товщина поклади нафти в турнейском ярусі становить 36м. Проникність колектора - 0,213 мкм 2 , пористість ...
