ель363,721,1380,851 КДС16146,3087,3821,647 ВДС7680,6996,9993,712 Закачка ПОРС1612 , 43519,3295,623 Разом по методу1446657,607208,56133,000
Розробка низькопроникних глинистих колекторів
Для підтримки пластового тиску в низькопроникних глинистих колекторах пропонується створення системи межскважинной перекачування для окремих ділянок, яка включає в себе свердловини для видобутку пластової води та нагнітальні свердловини для її закачування. Нагнітальні свердловини необхідно обладнати УЕНЦСВ з верхнім приводом, впровадження даного насоса дозволить створити на викиді необхідний тиск і витрата.
Прикладом може служити ділянку блоку №2 Акташській площі (район д. Комарівка), запущений в роботу з листопада 2006 року, куди входять видобувні скв.№ №3340, 3342, 3 345 і нагнітальні скв.№3341 , 3344. На даній ділянці продуктивним є пласт Д0 киновского горизонту. Пласт Д0 представлений нізкопроніцаемие колектором, про що свідчить низька фазова проникність 0,094 - 0,117мкм2. при абсолютній проникності 0,165-0,86 мкм2. Низька фазова проникність характеризується наявністю (пелітових фракцій) глинистих часток, з об'ємною глинистих 2% і більше. Пористість колектора висока - 19.5-22.0%, нефтенасищенность 75.0-86.7%. Ефективна перфорована нефтенасищенная товщина варіює від 1.0 - 5.0 м.
За раніше проведеним промисловим експериментам на ряді площ різних родовищ Татарстану прийшли до висновку, що для заводнення малопродуктивних колекторів з вмістом пелітових фракцій слід застосовувати пластову або стічну воду з мінералізацією не менше 60 г/л, з вмістом кількості зважених часток (КВЧ) не більше 10 мг/л, органіки не вище 15 мг/л. [1]
Важливо, щоб закачується вода мала у складі іони Са і Mg не менше 10% від загальної концентрації. Іншими словами, друга солоність закачиваемой води і пластової води повинна бути більше 10% по Пальмер. Глинисті частинки, реагуючи з солоною водою, абсорбують катіони двовалентних металів Са і Mg і флоккуліруя, збільшують проникність. [2]
Також ряд дослідників показали сильну кореляцію між дебітами по нафти та рідини і мінерального складу закачиваемого агента. Наявність в пласті води з меншою мінералізацією, склад пластової води призводить до падіння дебіту по рідини і нафти.
На ділянці видобувних свердловин №№ 3340, 3 342, 3 345 підтримання пластового тиску велося закачуванням стічної води з АТП через нагнітальні свердловини № 3 341 і № 3344 КНС - 175. Через великої відстані (більше 4 км) від КНС - 175 до свердловин № 3 341 і № 3344 вода до реагуючих свердловин №№ 3340, 3342, 3345 не доходила. Пластовий тиск по видобувним свердловинах цієї ділянки знизилося до 100 атм. Свердловини працювали в періодичному режимі. Сформована система ППД на даній ділянці за результатами аналізу визнана неефективною і було вирішено організувати ділянку для закачування високомінералізованою води. Для видобутку високомінералізованою пластової води використовували пьезометрические свердловину № 36. Пластова вода видобувається з пашійского горизонту пласта Д1 -г, мінералізація становить 203.0 г/л питома вага - 1.182 г/см3, вторинна солоність по Пальмер - 29.7%, в суму Ca і Mg 26.9 г/л, що становить 14.9% від загальної мінералізації. Для закачування пластової води під високим тиском на нагнітальної свердловині № 3341 впровадили насос з верхнім приводом типу УЕНЦСВ - 125.
В результаті проведених робіт забійні тиск збільшилася і склало в середньому по ділянці 102 атм. Середнє пластовий по ділянці експлуатаційних свердловин збільшилася з 129 атм. до 145 атм., т. е на 16 атм. (рис.1).
Вдалося збільшити прийомистість на нагнітальної свердловині з 84 (3.02.03 ГДИ ЦНІПР) до 110 м3/добу і забійні тиск, відповідно, з 233 до 301 атм. Дослідження і практика свідчать, що прийомистість можна впевнено тримати на рівні 144 м3/добу. Середній дебіт нафти по ділянці збільшився з 2,2 до 3,4 т/добу, тобто видобуток зріс на 54% (Рис 2).
Дебіт по рідини підвищився в середньому з 8,1 до 9,1 м3/добу; спостерігається тенденція спаду% обводнення з подальшою стабілізацією даного показника в середньому по ділянці. (Рис3)
Додаткова видобуток нафти по нізкопроніцаемие глинистому ділянці з початку впровадження заходу на 1.07.05 склала 1546 тонн.
До впровадження заходу темп відбору становив 0.4%, а КІН 0.34, а після впровадження - КІН досяг 0.36 при темпі відбору 1%, т.е КІН виріс на 5.6%.
Рис.1. Динаміка зміни середнього дебіту рідини і нафти на одну свердловину по ділянці
Рис 2. Динаміка зміни середнього дебіту рідини і нафти на одну свердловину по ділянці (початок роботи дільниці 30.11.05)
Рис.3 Динаміка відсотка обводнення по свердловинах і середній по учаcтку
