Курсовая. Курсовая 46 (1). Методы воздействия на продуктивный пласт с целью повышения производительности скважин нефтяного месторождения
 Скачать 2.54 Mb.
|
2.7 Выводы по технологическому разделуИзучив проблемы технологического раздела, я считаю, что на данном участке эффект мероприятия будет таким же как и на подобном участке, на котором уже проводилась закачка ПДС. При этом участки месторождения должны быть подобными по геологическому строению, расположению скважин и режимам их работы. Участок месторождения ,на котором планируется проведение мероприятия, называется опытным, а участок, где уже производилась закачка реагента-контрольным. При расчете прогнозируемой добычи жидкости и нефти, дебитов скважин принимаем, что при изоляции пластового перетока от нагнетательной скважины сохраняем объем приемистости по нагнетательной скважине. Перераспределение приемистости по пластам произойдет на нижний и верхний пласты. Таким образом, дебиты жидкости по окружающим скважинам сохранятся и следовательно при уменьшении доли воды в скважинах произойдет увеличении дебита нефти. Уменьшение процента воды снижаем в 2 раза.
Дебит скважин по нефти после обработки:       Расчет коэффициента извлечения нефти: КИН =Qн/VБАЛ где VБАЛ- балансовые запасы нефти в пластовых условиях,т КИН2341 =4230/15000=0,282 КИН2356 =2565/15000=0,171 КИН2300 =2948/15000=0,196 КИН3670 =2878/15000=0,192 КИН3656 =3258/15000=0,217 Таблица 13
КИН до обработки В качестве контрольного я выбрал участок, в который входят нагнетательная скважина № 2354 и добывающие скважины №№ 2341,2356,2300 3670. На контрольном участке полимердисперсная система была закачана в декабре 2016 года в нагнетательную скважину № 2354. Табл.14
Исходя из этого следует сделать что на Орьебашевском месторождении происходит отставанием коэффициента нефтеотдачи по сравнению с соседними участками. В таблице 14 представлены результаты ГИС 2356. Изменение коллекторских свойств пласта по стволам остальных скважин участка схоже с параметрами данной скважины. В таблице показаны, что пласт в пределах участка неоднороден (проницаемость меняется от 0,034 до 0,312 мкм2). Приемистость нагнетательной скважины составляет 432 м3/сут при давлении закачки 7,5 МПа. Проверка герметичности эксплуатационной колонны нагнетательных скважин проводятся ежегодно, последнее исследование герметичности колонны скважины № 2354, проведенное в марте 2015 года показало, что колонна герметична. Подсчитаем текущий коэффициент нефтеотдачи по участку: КИН = Vн /НБЗ = Vн /S*h*m*Sн = 411320/427500*16,4*0,225*0,745 = 0,349 (3) где Vн– объем нефти добытый скважинами участка с начала разработки (определяется по данным эксплуатационных карточек скважин участка), м3; НБЗ – начальные балансовые запасы, м3; S – площадь участка– определяется по карте, м2; h – средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м; m, Sн – средневзвешенные значения соответственно пористости и нефтенасыщенности, определенные исходя из геофизических исследований скважин, проведенных в начале разработки месторождения, доли единицы. Промыслово-геофизические исследования для подтверждения технологической эффективности необходимо провести следующие исследования: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||