осліджень. За характеристиками витіснення проведена оцінка введених в розробку початкових видобутих запасів нафти, наведено порівняння з пластами аналогами.
Основний об'єкт родовища - БС 16-22 - містить 74,9% початкових видобутих запасів нафти промислових категорій, пласт АС 4 - 15%, 8,2% припадає на пласт АС 5-6. Пласти АС 7-8, ЮС 0, ЮС 2, БС 9/2 містять відповідно 0,6%, 0,7%, 0,3% і 0,3% початкових видобутих запасів нафти промислових категорій. Стан вироблення запасів нафти по розробляють пласти, а також накопичених відборів нафти станом на 01.01.2006 р. наведені в таблиці 2.2. Розробка ведеться на 4-х об'єктах з семи і найбільшу кількість нафти видобуто з пласта БС 16-22 - 35796 тис. т (64% усього видобутку родовища). З пластів АС 4 і АС 5-6 видобуто 12285 і 7541 тис. т, що становить 21,8% і 13,4% від загального видобутку. З пласта АС 7-8 відібрано 614 тис. т або 0,8% від загального видобутку.
Проведені дослідження профілю приемистости і припливу у видобувних і нагнітальних свердловинах дозволили розрахувати коефіцієнти працюючої товщини (КРТ) пласта (таблиця 2.3).
Таблиця 2.3 - Середні значення КРТ (притока-прийомистість, ІННК)
ПластХарактер роботи скважіниКРТАч 1 нагнетательние0, 737добивающіе1, 000Ач 2 нагнетательние0, 709добивающіе0, 643Ач 3 нагнетательние0, 183добивающіе0, 386
В цілому показники БС 16-17 і БС 17-20 досить високі, проте пачка БС 21-22 вкрай слабо охоплена виробленням по вертикалі.
2.3 Аналіз раніше проведених робіт із застосування методів збільшення нафтовіддачі та інтенсифікації видобутку нафти
Для інтенсифікації видобутку нафти на родовищі застосовуються: гідравлічний розрив пласта, інтенсифікація видобутку нафти на видобувних свердловинах спуском глибинних насосів на великі глибини (ІДН), глінокіслотние або солянокислотного обробки (ДКО, СКО), комплексні обробки привибійної зони (КОПЗП) нагнітальних свердловин і большеоб'емная закачування гелевих розчинів. Короткі результати застосування вищевказаних технологій по відношенню до пластів БС 16-22 наводяться нижче. Основні геолого-фізичні характеристики ачимовской товщі, використовувані при виборі того чи іншого способу впливу на пласт, представлені в таблиці 2.4.
Таблиця 2.4 - Геолого-фізична характеристика пластів Ач 1-3
ПараметриАч 1-3 Середня глибина залягання, м2600Тіп залежіструктурно-літологіческійТіп коллекторатеррігенний, поровийПлощадь нафтогазоносності, тис. м 2, (В + С 1) / С 2 453765Средняя загальна товщина, М156, 9Средняя нефтенасищенная товщина, М26 , 9Средняя насиченість ЧНЗ, частки ед.0, 58Средняя насиченість ВНЗ, частки ед.0, 59Порістость, частки ед.0, 18Проніцаемость (по ГІС / за моделлю), мкм 2 0,007 / 0,006 Коефіцієнт песчанистости, частки ед.0, 2Коеффіціент розчленованості , частки ед.16, 95Начальное пластова температура, ° С86, 4Начальное пластовий тиск, МПа27, 8Абсолютная відмітка ВНК, м2720Плотность нафти, т / м 3 0,769 Щільність води, т / м 3 0,985 Тиск насичення нафти газом, МПа9, 75Вязкость нафти, мПа . c1, 13Вязкость води, мПа. c0, 32Начальние балансові запаси нафти, тис. т645769Начальние видобувні запаси нафти, тис. т147078Пьезопроводность пласта, 10 4 м 2 / с23Мінералізація пластової води, г/л16Налічіе ППДс ППД
Як показано вище, о...
