Методы поддержания пластового давления

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

На протяжении всего периода разработки Гремихинского месторождения объем закачки агента в пласт оставался ниже проектного. Так, если проектом в 2002 году предусмотрено нагнетание 9600 тыс. м³ агента, то фактически было закачено лишь 1609 тыс. м³. Приемистость нагнетательных скважин составляет в среднем 40 - 50 м³/сут при проектной - 150 м³/сут. Давление нагнетания 4-5 МПа является недостаточным для внедрения агента в верхние пропластки, характеризующихся более низкой проницаемостью.

Очевидно, что существующие уровни закачки пагубно сказываются на состоянии пластового давления и провоцируют приток вод законтурных и с нижележащих пластов. Сохранение существующего баланса добычи жидкости и закачки теплоносителя чревато необратимыми процессами в нефтяных пластах с точки зрения нефтеотдачи.

Таким образом, сегодняшнее состояние разработки месторождения требует незамедлительного изменения баланса добычи жидкости и закачки вытесняющего агента.

Целью данной курсовой работы является разработка нового метода поддержания пластового давления на Гремихинском месторождении, позволяющего решить проблемы компенсации добычи закачкой и поддержания пластового давления.

Проектирование метода ППД осуществляется на основе анализа эффективности применяемых методов воздействия на залежь и ведется с учетом геологических, технологических и технико-экономических факторов. Предложения к внедрению метода основаны на анализе технико-экономических и технологических параметров трех предложенных вариантов разработки.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

пластовый давление закачка месторождение

Гремихинское месторождение находится на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртской республики в 25-30 км к востоку от г. Ижевска и к юго-западу от г. Воткинска. Территория площади относится к бассейну рек Кама и Позимь. Крупные реки в пределах площади отсутствуют, однако здесь берут начало мелкие реки Гольянка и Докша, являющиеся притоками реки Кама.

Климат района континентальный с продолжительной зимой (6 месяцев). Среднегодовая температура +2°С. Годовое количество осадков около 500 мм. Население - русские, удмурты. Месторождение открыто в 1964 году. Поисковое и разведочное бурение было начато в 1965 году и завершено в октябре 1967 года. В результате проведенных работ установлена промышленная нефтеносность среднего и нижнего отделов каменноугольных отложений.

Существенной особенностью Гремихинского месторождения является высокая вязкость нефти в пластовых условиях и концентрация основных запасов нефти (около 90%) в массивной залежи башкирского яруса, сложенного трещиновато-пористыми карбонатами.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Верхне - Камской впадине, расположенной восточнее Татарского свода. Структура представляет собой антиклиналь с очень пологим сводом с уклоном на северо-запад.

Геологический разрез в пределах месторождения представлен осадочными отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. В целом геологический разрез является типичным для Удмуртии.

По первоначальному подсчету запасов нефти промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта (пласты В-II, B-III), башкирского яруса (залежь A4), визейского яруса тульского (пласты Тл-1, Тл-II) и бобриковского (пласты Бб-1, Бб-2) горизонтов. В отложениях турнейского яруса (кизеловский и черепетский горизонты) отмечены нефтепроявления.

· Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ СССР, составляют 73,564 млн. т.

· Начальные извлекаемые запасы нефти - 25,011 млн. т

Тип залежи - пластовый, сводовый с подошвенной водой. Нефть залегает на глубинах по вертикали от 1105 м. в своде до 1190 м. на уровне самого низкого положения водо-нефтяного контакта. Высота залежи составляет 85 м. Залежь нефти пласта башкирского яруса гремихинского месторождения приурочена к брахиантиклинальной складке, ориентированной в северо-западном направлении с довольно широкими и пологими северо-западными периклиналями и весьма суженными заостренными юго-восточными периклиналями.

На основании разведочного и эксплутационного бурения Гремихинское месторождение по кровле башкирского яруса представлено локальными поднятиями второго порядка, положение которых определяется не столько структурными признаками, сколько наличием большой толщины пород-коллекторов по сравнению с окружающими частями залежи. Основные из них наблюдаются в северо-западной можно и в юго-западной частях складки.

По тектонической схеме в отложениях пермской и каменноугольной системах прослеживается ряд других структурных отложений.

Свод складки пологий. Углы падения изменяются от 6⁰ на юго-западе до 11⁰ на северо-восточном крыле. Углы падения на северо-западной переклинали от 50 ⁰ до 1^0. Дизьюнктивные нарушения отсутствуют.

В геологическом строении участвуют отложения протерозойской группы (рифейский и вендский комплексы), девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичные образования.

В нижнем карбоне нефтеносность приурочена к нижней части тульского (Тл-I, Тл-II) горизонтов. В среднем карбоне продуктивными пластами являются башкирские отложения и прослои пористых известняков верейского горизонтов (В-I, В-II, В-III).

В отложениях карбона на Гремихинском месторождении выявлены три залежи нефти: в тульском и бобриковском горизонтах (стратиграфически объединены в единый комплекс - яснополянский надгоризонт), в башкирском ярусе и в верейском горизонте.

Залежи тульского и бобриковского горизонтов залегают на глубине 1200-1400 м. Залежь имеет изменчивый литологический состав коллекторов. Нефтенасыщенные пласты разделены непроницаемыми прослоями.

Пласт Бб-III имеет прерывистое строение, толщина его изменяется от 4,6 до 14 м. Пласты Бб-II и Бб-III прослеживаются во всех скважинах вскрывшими нижний карбон, толщина их меняется от 0,8 до 4 м.

В тульском горизонте промышленная нефтеносность приурочена двумя пластами Тл-I, Тл-II. Эффективная толщина Тл-I составляет от 0,8 до 3,8 м; Тл-II - от 1 до 7,6 м. Непроницаемый прослой между пластами Тл-I и Тл-II резко меняет свою толщину от 0,4 до 4 м (возможны с его полным выклиниванием).

Породы бобриковского и тульского горизонтов терригенные и сложены песчаниками, алевритами и аргиллитами. Песчаники - мелкозернистые, глинистые, известниковистые. Алевриты - глинистые, с включениями линз песчаника и обуглившихся растений.

Залежь нефти башкирского яруса А4 залегает на глубине 1075-1234 м. Породы башкирского яруса карбонатные порово-трещинные представляют собой известняки (содержание СаСО₃ составляет 89,2-99,6%) органогенно-обломочные, лишенные либо содержащие в очень небольших количествах какие-либо минеральные примеси. Среди этих известняков выделяются две структурные группы: известняки шламовые и известняки детритовые и биоморфнодетритовые.

Известняки шламовые и детритово-шламовые слагают плотные пачки и прослои и распределены по всему разрезу пласта. Это светло-серые, почти белые плотные породы, 60-80% которых составляют тонкие (менее 0,1 мм) гранулированные обломки и комочки, представляющие собой неопределенные обломки органических остатков. Наряду с ними присутствуют отдельные камеры фораминифер, обломки водорослей и др. Цемент-пелитоморфный либо микрозернистый кальцит; тип цементации базальный либо порово-базальный.

Часто известняки рассекаются стилолитами, реже - трещинами. Стилолиты тонкие, мелкозубчатые, чаще всего заполнены глинисто-битумным веществом, по которому рассеяны микроскопления пирита. Ширина шва изменчива: 0,015-0,80 мм. Швы часто сопровождаются жилами кальцита, развивающимися по трещинам, параллельным шву; иногда от шва отходят тонкие (шириной 0,02 мм) извилистые трещинки, заполненные нефтью. Вертикальные трещины в этих породах редки. Шламовые известняки чаще всего не содержат нефти. Она присутствует лишь в примазках по редким трещинам.

Детритовые известняки слагают подавляющую часть продуктивного горизонта. Среди них отмечаются биоморфно-детритовые разности и собственно детритовые, среди которых особое место занимают раковинные известняковые песчаники, являясь наилучшими коллекторами. Детритовые известняки светло-серые и коричневые (нефтенасыщенные разности) плотные и пористые, иногда с кавернами и трещинами.

Состав детритовых известняков в общем однороден. Варьируют лишь количественные соотношения групп органических остатков и цементирующего кальцита.

Органогенный материал составляет в породах от 60% до 90% и представлен раковинами фораминифер, обломками водорослей, криноидеи, гидроидных кораллов, брахиопод, остракод. Обычно в породах преобладает одна из первых трех групп организмов, две, либо все три. Остальные присутствуют в виде немногочисленной примеси.

Раковины фораминифер гранулированы, часто со следами окатанности, размеры их варьируют от 0,10 до 1,2 мм. Обломки водорослей удлиненные, часто в гранулированной оболочке, следы окатанности заметны слабо;

размеры их от 0,25 до 3 мм. Криноидеи со следами окатанности, размеры обломков 0,15-5, Омм, они часто заключены в регенерационные кристаллы кальцита цемента, сохраняющие одну с ним оптическую ориентировку.

Упаковка органических остатков неплотная, чаще всего со свободными контактами. По преобладающим размерам обломков различаются несортированные и мелкодетритовые разности.

Цементируются органические остатки кальцитом, слагающим базальный, базально-поровый, поровый, крустификационный и регенерационный типы цементов. Количество цемента варьирует от 40 до 5-7%.

Башкирский ярус продуктивен по всей толщине, среднеэффектиная толщина 46 м. Распространение этих пластов по площади непостоянно и сложно. В этом ярусе сосредоточен основной запас нефти - 95%.

Продуктивные пласты верейского горизонта залегают на глубине 995 -1176 м. Выделены тремя пластами - В-I, B-II, B-III. Промышленная нефтеносность установлена в пласте B-II, его эффективная толщина от 0,2 до 4,4 м. Нефтяные пласты сложены оолитовыми известняками, ракушечниками пористо-трищинноватыми, слабоцементированы. Разделены пласты слоистыми аргеллитами и сильноглинистыми нелитоморфными доломитами и известняками.

Толщина плотных непроницаемых пород-разделов в пределах продуктивного горизонта составляет 2-5 м (редко 7 м), а между горизонтом верейским и башкирским ярусом - 15 м, башкирским ярусом и яснополянским горизонтом - 50 м.

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

Геологический разрез в пределах месторождения представлен осадочными отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. В целом геологический разрез является типичным для Удмуртии.

По первоначальному подсчету запасов нефти промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта (пласты В-II, B-III), башкирского яруса (залежь A4), визейского яруса тульского (пласты Тл-1, Тл-II) и бобриковского (пласты Бб-1, Бб-2) горизонтов. В отложениях турнейского яруса (кизеловский и черепетский горизонты) отмечены нефтепроявления.

· Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ СССР, составляют 73,564 млн. т.

· Начальные извлекаемые запасы нефти - 25,011 млн. т

Тип залежи - пластовый, сводовый с подошвенной водой. Нефть залегает на глубинах по вертикали от 1105 м. в своде до 1190 м. на уровне самого низкого положения водо-нефтяного контакта. Высота залежи составляет 85 м. Залежь нефти пласта башкирского яруса гремихинского месторождения приурочена к брахиантиклинальной складке, ориентированной в северо-западном направлении с довольно широкими и пологими северо-западными периклиналями и весьма суженными заостренными юго-восточными периклиналями.

На основании разведочного и эксплутационного бурения Гремихинское месторождение по кровле башкирского яруса представлено локальными поднятиями второго порядка, положение которых определяется не столько структурными признаками, сколько наличием большой толщины пород-коллекторов по сравнению с окружающими частями залежи. Основные из них наблюдаются в северо-западной можно и в юго-западной частях складки.

По тектонической схеме в отложениях пермской и каменноугольной системах прослеживается ряд других структурных отложений.

Свод складки пологий. Углы падения изменяются от 6⁰ на юго-западе до 11⁰ на северо-восточном крыле. Углы падения на северо-западной переклинали от 50 ⁰ до 1^0. Дизьюнктивные нарушения отсутствуют.

В геологическом строении участвуют отложения протерозойской группы (рифейский и вендский комплексы), девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичные образования.

В нижнем карбоне нефтеносность приурочена к нижней части тульского (Тл-I, Тл-II) горизонтов. В среднем карбоне продуктивными пластами являются башкирские отложения и прослои пористых известняков верейского горизонтов (В-I, В-II, В-III).

В отложениях карбона на Гремихинском месторождении выявлены три залежи нефти: в тульском и бобриковском горизонтах (стратиграфически объединены в единый комплекс - яснополянский надгоризонт), в башкирском ярусе и в верейском горизонте.

Залежи тульского и бобриковского горизонтов залегают на глубине 1200-1400 м. Залежь имеет изменчивый литологический состав коллекторов. Нефтенасыщенные пласты разделены непроницаемыми прослоями.

Пласт Бб-III имеет прерывистое строение, толщина его изменяется от 4,6 до 14 м. Пласты Бб-II и Бб-III прослеживаются во всех скважинах вскрывшими нижний карбон, толщина их меняется от 0,8 до 4 м.

В тульском горизонте промышленная нефтеносность приурочена двумя пластами Тл-I, Тл-II. Эффективная толщина Тл-I составляет от 0,8 до 3,8 м; Тл-II - от 1 до 7,6 м. Непроницаемый прослой между пластами Тл-I и Тл-II резко меняет свою толщину от 0,4 до 4 м (возможны с его полным выклиниванием).

Породы бобриковского и тульского горизонтов терригенные и сложены песчаниками, алевритами и аргиллитами. Песчаники - мелкозернистые, глинистые, известниковистые. Алевриты - глинистые, с включениями линз песчаника и обуглившихся растений.

Залежь нефти башкирского яруса А4 залегает на глубине 1075-1234 м. Породы башкирского яруса карбонатные порово-трещинные представляют собой известняки (содержание СаСО₃ составляет 89,2-99,6%) органогенно-обломочные, лишенные либо содержащие в очень небольших количествах какие-либо минеральные примеси. Среди этих известняков выделяются две структурные группы: известняки шламовые и известняки детритовые и биоморфнодетритовые.

Известняки шламовые и детритово-шламовые слагают плотные пачки и прослои и распределены по всему разрезу пласта. Это светло-серые, почти белые плотные породы, 60-80% которых составляют тонкие (менее 0,1 мм) гранулированные обломки и комочки, представляющие собой неопределенные обломки органических остатков. Наряду с ними присутствуют отдельные камеры фораминифер, обломки водорослей и др. Цемент-пелитоморфный либо микрозернистый кальцит; тип цементации базальный либо порово-базальный.

Часто известняки рассекаются стилолитами, реже - трещинами. Стилолиты тонкие, мелкозубчатые, чаще всего заполнены глинисто-битумным веществом, по которому рассеяны микроскопления пирита. Ширина шва изменчива: 0,015-0,80 мм. Швы часто сопровождаются жилами кальцита, развивающимися по трещинам, параллельным шву; иногда от шва отходят тонкие (шириной 0,02 мм) извилистые трещинки, заполненные нефтью. Вертикальные трещины в этих породах редки. Шламовые известняки чаще всего не содержат нефти. Она присутствует лишь в примазках по редким трещинам.

1.3 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

пластовый давление закачка месторождение

Литологически породы пласта башкирского горизонта образованы не равномерным переслаиванием (с содержанием CaCO₃ до 99,6%) светло-серых органогенно-облачных, плотных трещиноватых и пористых известняков.

В разрезе объект представлен переслаиванием карбонатных порово-трещиных коллекторов с незначительным содержанием каверн и плотных со слабо-зернистыми обломочными карбонатными частицами органического происхождения размером с 0,1 - 1,2 мм; диаметры поровых каналов меняются от 0,08 до 0,4 мм. Цементом пород служит кальций, составляющий 5-7 5 от общего объема пород. Местами по напластованию степень цементации, усиливаясь до базальтовой, приводит к полному замещению коллекторов на плотные непроницаемые породы. Одной из характерных особенностей Гремихинского месторождения является исключительно сильно развитое многослойное чередование проницаемых коллекторских карбонатных пород с плотными неколлекторскими слоями. Некоторое представление об этой особенности можно получить из геологического профиля продуктивного пласта А₄ башкирского яруса.

По своим фильтрационно-емкостным свойствам этот пласт подразделяется на три части - верхнюю, среднюю и нижнюю.

Верхняя пачка объекта представлена переслаиванием сравнительно тонких (0,5-2,0 м), относительно хорошо выдержанных по площади низкопроницаемых пластов-коллекторов и пластов-неколлекторов (плотных известняков) толщиной 1,0-3,0 м. Общая толщина верхней части 15,0 - 18,0 М. Количество пластов-коллекторов здесь меняется по площади от 0,5 до 7, составляя общую нефтенасыщенную толщину около 6,7 м. Средние значения пористости и проницаемости коллекторов соответственно равны 18% и 0,062 мкм². Нефть этой части характеризуется высокой плотностью (0,92 г./см³), очень малой газонасыщенностью (менее 2,0 м³/т) и высокой вязкостью (до 200 мПа * с в пластовых условиях). Запасы нефти верхней части объекта составляют около 28% от общих. Отделена верхняя часть объекта от средней части плотными непроницаемыми карбонатными породами толщиной от 2,0 до 3,3 м.

Средняя и нижняя части пласта А₄ также представлены переслаиванием пластов-коллекторов, но сравнительно большей толщины (от 0,6 до 7,6 м). Количество продуктивных пластов в разрезе равно 6 в средней части и 4 - в нижней: общая их толщина около 22,0 м, а нефтенасыщенная - 18,2 м. Разделяющий плотный слой между средней и нижней частями имеет толщину от 1,1 до 3,6 м.

Отличительной особенностью средней и нижней частей объекта является зональная прерывистость плотных слоев, что определяет, с одной стороны, гидродинамическое единство системы коллекторов, а с другой - сложный характер их сообщности.

Средние значения пористости и проницаемости коллекторов этих частей пласта А₄ сравнительно высокие и соответственно равны 22% и 0,083-0,149 мкм². Наиболее проницаемыми и сравнительно высокопористыми коллекторами являются породы нижнего объекта. Они сложены раковинными песчаниками с очень слабым развитием цементов.

Ухудшение поровой составляющей коллекторов матрицы пласта А₄ обусловлено развитием постдиагенного кальцита, что особенно ярко проявилось в коллекторах верхней части объекта. Вместе с тем в них же наиболее интенсивно проявилась трещиноватость, выраженная развитием горизонтально, вертикально и наклонно направленных трещин, которые осложняют строение гранулярных коллекторов и одновременно изменяют их фильтрационно-емкостные характеристики. Замеренная по кернам густота трещин меняется от 0,15 до 0,71 1/см, плотность их 0,9 - 8,4 1/см², ширина от 0,02 до 2-3 мм. Трещины в разной степени кальцинированны, нередко частично или полностью заполнены нефтью.

С трещиноватостью связано и образование кавернозности; размеры каверн достигают 2-3 см.

Трещины служат проводящими и соединительными путями гидродинамического взаимодействия разобщенных поровых коллекторов, особенно в верхней части пласта А₄. Коллекторские свойства пород представлены в таблице 1

Таблица 1. Коллекторские свойства пород

Пористость, %	Проницаемость, мкм2	Густота трещин в керне на 1 см	Плотность трещин на 1 см2	Ширина, мм
18-22	0,062-0,150	0,15-0,71	0,9-8,4	0,02-3,0

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Нефть Гремихинского месторождения является тяжелой. Плотность нефти в поверхностных условиях изменяется от 912 кг/м³ до 924 кг/м³, в среднем составляет 917 кг/м. Содержание селикагелевых смол меняется от 9,48 до 26,7% масс, асфальтенов - 1,33 - 8,8% масс. Содержание парафина изменяется от следов до 6,7% по весу. Содержание серы составляет до 3% по весу, то есть нефть высокосернистая. Нефть характеризуется низкими температурами застывания. Начало кипения нефти колеблется от 63 до 104°С. Общий выход светлых нефтепродуктов до 350°С находится в интервале 55 - 70%. Основные параметры и состав нефти даны в таблице 3

Растворенный в нефти газ в основном состоит из азота (до 81%), общее содержание углеводородов равно 14% по объему. Содержание сероводорода - 0,27% по объему, а содержание гелия достигает 0,115%, содержание Соз -1,31%, а Н2 - 0,026%. Относительная плотность растворенного газа лежит в интервале 1,063 - 1,483 кг/м³.

По химическому составу пластовая вода относится к хлоркальциевому типу с высокой минерализацией и метаморфизацией и плотностью 1150-1170 кг/м^З. В водах яснополянского надгоризонта присутствует йод (4,2-14,8 мг/л) и бром (333-599 мг/л). Основные параметры базового объекта пласта А-4 представлены в таблице 2

Таблица 2. Физико-химические свойства нефти

Наименование	Един. Изм.	Значение
		В-2	Тл-Бб	А-4
Давление насыщения нефти газом	М7а	-	7,3	4,4
Газосодержание	МЗ/т	-	7,3	5,3
Объемный коэффициент		-	1,02	1,013
Плотность пластовой нефти	кг/м3	-	904	909,2
Плотность дегазированной нефти	кг/м3	910,6	907,6	925,7
Вязкость нефти (20°С)	мПа*с	103,7	108,1	173,2
Температура застывания нефти	°С	-	-5	-21
Температура насыщения нефти
парафином	°С	-	+50	+5,3
Серы по весу	%	3,2	2,5	3,4
Смол силикагелевых	%	22	26,6	20,9
Асфальтенов	%	2,37	4,2	6,68
Парафинов	%	3,4	2,6	2,3

Таблица 3. Параметры пластовой нефти залежи башкирских отложений (пласт А4)

Наименование параметров пластовой нефти	Един. Изм.	Пачки	разреза
		ВП	СП-НП
Гозосодержание	м3/т	3,4	6,2
Давление насыщения нефти газом	м / Па	2,46	5,0
Вязкость нефти (20°С)	мПа*с	182,0	90,2
Объемный коэффициент	Доли	1,012	1,025
Плотность пластовой нефти	кг/м3	912,0	902,0
Плотность дегазированной нефти	кг/м3	928,0	918,0
Коэффициент сжимаемости	10 -4 мПа -1	6,5	6,5
Коэффициент термического
расширения	10 -4 град -1	7,5	7,7

Таблица 4. Физико-химический состав газа Гремихинского месторождения.

Попутный газ	Азотно-углеродистый
Содержание%
Азот	28,7 - 61,0
Углерод	3,8 - 8,0
Метан	4,0 - 22,0
Сероводород	2,0 - 3,0
Плотность растворенного газа, %	1,063 - 1,483

Кроме перечисленных в таблице 4 растворенные газы месторождения содержат пропан, бутан, пентан. Теплотворная способность низкая, в пределах 1600 ккал/м^3, газ не может использоваться как топливо.

По химическому составу пластовая вода относиться к хлоркальциевому типу с высокой минерализацией и метаморфизацией и удельным весом 1,15 - 1,17 г./см³.

1.5 Нефтегазоносность

Данные нефтегазоносности представлены в таблице 5

Таблица 5. Нефтегазоносность

Категория залежи	Яснополянская залежь	Башкирский горизонт	Верейская залежь
	Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II
	С1	С2	С2	В+С1	С2
Площадь нефтеносности, га	792,97	841,8	425,57	В - 2226,34	1475,5
				С - 2885,57
Объем нефтенасыщености пластов, м3	46587,5	11195	8171	58569,9	41462
Нефтенасыщенная	5,9	1,3	1,9	14,2; 9,3; 11,5	2,8
толщина, м
Доля запасов нефти от общих по месторождению, %	5,2	94,8
Коэффициент нефтеносности	0,75	0,87	0,86
Газосодержание нефти, м3/т	7,3	6,5	5,3
Коэффициент эффективности пористости	0,14	0,19	0,16
Запасы нефти, тыс. т	4043,8	971,7	709,2	79580,1	5004,5

Промышленная залежь, относящаяся к категории В и С₁ - находится в терригенных отложениях тульского горизонта и карбонатных отложениях башкирского яруса. Верейское и бобриковское отнесены к категории С₂. 95% (79,6 млн. тонн) запасов нефти находится в промышленной категории В+С₁, содержащейся в залежи башкирского яруса. Причем к категории С₁ относится верхняя часть башкирского горизонта т.к. там находится сравнительно тонкие низко проницаемые пласты. Запасы нефти в этой части составляют 28%. К категории В относятся средняя и нижняя части пласта т.к. здесь находятся наиболее проницаемые и сравнительно высокопористые пласты - 72%. К балансовым запасам газа относится только гелий (его запасы составляют не менее 500 тыс. м³ который находится в пласте А4 башкирского яруса и является объектом разработки.

Дата утверждения запасов - май 1990 г.

1.6 Осложняющие факторы

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Верхне-Камской впадине, расположенной восточнее Татарского свода. Структура представляет собой антиклиналь с очень пологим сводом с уклоном на северо-запад. Геологический разрез в пределах месторождения представлен осадочными отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. В целом геологический разрез является типичным для Удмуртии.

2. Технологическая часть

2.1 Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

На Гремихинском месторождении, согласно технологической схемы [7], выделено 3 объекта разработки: верейский (I), башкирский (II), яснополянский (III).

По состоянию на 01.01.2004 г. на месторождении числится 955 скважин (88,9% от проектного фонда на указанную дату). Из них 552 добывающие (480 действующих), 139 нагнетательных (130 действующих), 55 специальных, 195 законсервированные и 14 ликвидированных скважин. В том числе пробурено 18 поглощающих скважин. По объектам разработки распределение фонда следующее:

I - 47 (46 добывающих);

II - 652 (476 добывающих, 139 нагнетательных, 37 специальных);

III - 29 (29 добывающих);

Характеристика фонда скважин по назначению приведена в таблице 6.

На Гремихинском месторождении 2 типа размера скважин: диаметром эксплуатационной колонны 146 мм - добывающие и диаметром 168 мм - нагнетательные, которые до этого эксплуатировались как добывающие на начальной стадии разработки месторождения. Конструкция обоих типов скважин наклонно-направленная.

Таблица 6. Конструкция скважин

Вид колонны	Диаметр колонны, мм	Цементирование
Направление	324	До устья
Кондуктор	245	До устья
Эксплуатационная колонна	146	До устья

Таблица 7. Характеристика фонда скважин Гремихинского месторождения

Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Объект	Вер	Баш	Виз	всего
Всего пробурено	54	603	43	700
Действующий фонд	46	405	29	480
в т.ч. УЭДН	0	0	0	0
ЭЦН	0	36	1	37
ШГН	46	369	28	443
Бездействующий фонд	2	13	2	17
В освоении после бурения	0	0	0	0
Ликвидировано	0	7	1	8
В консервации	6	178	11	195
Передано под закачку	0	0	0	0
Передано в контрольные	0	18	0	18
Передано в поглощающие	0	0	0	0
Передано в дающие техническую воду	0	0	0	0
Всего пробурено	1	206	1	208
в т.ч. под закачкой	0	130	0	130
В бездействии	0	9	0	9
В освоении	0	0	0	0
В консервации	0	11	1	12
В эксплуатации на нефть	1	56	0	57
в т.ч. в ожидании освоения	0	0	0	0
в т.ч. в бездействии	0	0	0	0
в т.ч. в консервации	0	0	0	0
Ликвидировано	0	7	0	7
Передано в контрольные	0	0	0	0
Передано в поглощающие	0	0	0	0
Передано в дающие техническую воду	0	0	0	0
Выбыло из эксплуатационного фонда	1	66	3	70
Количество скважин, дающих техническую воду	0	2	0	2
Количество наблюдательных и пъезометрических	0	37	0	37
Количество поглощающих скважин	0	18	0	18

2.2 Анализ эффективности применяемых методов воздействия на залежь

Система ППД организована только на II объект. До 01.07.2003 г. осуществлялась циклическая закачка пара и воды по технологиям ИДТВ(П), ТЦВП, утвержденным технологической схемой 1991 г. С 01.07.2003 г., согласно принятому ОАО «Сиданко» варианту 2.1. развития Гремихинского месторождения, применение этих технологий прекращено по экономическим причинам; организуется закачка сточной (32 нагнетательных) и теплой воды с температурой на забое не менее 35?С (112 нагнетательных) с реконструкцией КНС, ДНС и системы обвязки УПГ.

На всех объектах Гремихинского месторождения технологической схемой 1991 года [8] предусматриваются тепловые методы воздействия на залежь.

- по базовому объекту А4 применение технологии ИДТВ с последующим переходом на технологию «Больших треугольников» с сокращением количества используемых паронагнетательных скважин с 244 до 109 шт.;

- ввод в промышленную разработку залежи нефти яснополянского надгоризонта с применением теплоциклического воздействия на пласт с начала разработки и холодного заводнения (с 2000 г.);

- промышленная разработка верейской залежи осуществляется на естественном режиме с теплоциклическим воздействием на пласт через фонд добывающих скважин;

В действительности же термические методы воздействия были реализованы только на II (башкирском) объекте.

Создание и внедрение новых технологий (ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП) было непосредственно связано с решением проблемы разработки Гремихинского месторождения с вязкостью нефти от 90 до 180 мПас и глубиной залегания 1100-1200 метров и одновременным поддержанием пластового давления.

Рис. 1. Распределение на блоки по применявшимся тепловым технологиям. Пласт А4

Башкирский объект.

Для рассмотрения эффективности применявшихся методов воздействия на пласт с позиции обеспечения ППД залежь была разбита на 6 блоков (рис. 1):

Блок 1 - ПТВ (15 нагн.);

Блок 2- ИДТВ (П) (25 нагн.);

Блоки 3 и 4 - система ППД отсутствует;

Блок 5 - ТЦВП - УЭ и ПТВ (26 нагн.);

Блок 6 - ТЦВП - УЭ (24 нагн.).

Накопленная компенсация жидкости в поровых объемах по выделенным блокам представлена в таблице 8 (данные рассчитаны программой OFM 2002, Edition1.1).

Таблица 8. Накопленная компенсация жидкости в д.е. поровых объемов по блокам на 01.01.2004 г.

№блока	Qж, д.е.	Qзак, д.е.	%компенсации	Р, МПа
1	0.43	0.08	19.71	10.62
2	0.81	0.76	93.74	11.5
3	0.53	0	0	10.59
4	0.53	0	0	10.43
5	0.54	0.16	29.43	10.08
6	0.69	0.42	60.84	11.38
зона закачки	0.63	0.45	70.26	10.95
в целом	0.47	0.27	56.86	10.74

Следует констатировать, что удовлетворительные объемы компенсации наблюдаются по блоку 2 и в меньшей степени по блоку 6. Закачка по этим блокам организована с середины 80-х; разность компенсаций связана с различием применявшихся технологий. Блоки 1 (с 2000 г.) и 5 (с 1995 г.) характеризуются чрезвычайно низкими уровнями компенсации, блоки 3 и 4 не охвачены воздействием.

На протяжении всего рассматриваемого периода объем закачки оставался ниже проектного. Так, если проектом в 2002 году предусмотрено нагнетание 9600 тыс. м³ агента, то фактически было закачено лишь 1609 тыс. м³. Приемистость нагнетательных скважин составляет в среднем 40 - 50 м³/сут при проектной - 150 м³/сут. Давление нагнетания 4-5 МПа является недостаточным для внедрения агента в верхние пропластки пласта А4, характеризующихся более низкой проницаемостью.

Очевидно, что существующие уровни закачки пагубно сказываются на состоянии пластового давления (см. рис. 2.2.2.) и провоцируют приток вод законтурных и с нижележащих пластов. Последнее подтверждается картой распределения плотности добываемой воды, на которой можно отметить, что пресная вода поступает лишь в скважины блока 2 и частично блоков 5 и 6.

Рис. 2. Зависимость изменения пластового давления от компенсации отборов жидкости

В работе проведен анализ компенсации отборов закачкой по площадным элементам (табл. 9) за весь период разработки. В результате можно резюмировать следующее.

Закачка по площади распределена весьма неравномерно. Из 151 площадных элементов в 34 накопленная компенсация отборов жидкости закачкой превышает проектную (100%), по 13 элементам компенсация составляет более 150%. Тем не менее, это не привело к существенному росту пластового давления в этих элементах. Связано это, по всей видимости, с тем, что часть (около 15 - 20% по оценке «Schlumberger» [3]) закачиваемой воды уходит за пределы нефтяной залежи. По 117 элементам компенсация значительно ниже проектных уровней, по 71 элементу она ниже 50%. Очевидно, что это приводит к снижению пластового давления в указанных зонах, которое уже составляет менее 10 МПа.

В этой связи рекомендуется перераспределение объемов закачки по площади объекта и обеспечение компенсации отбора закачкой на уровне 100 - 120%. Кроме того необходимы геолого-технические мероприятия на забоях нагнетательных и добывающих скважин по изоляции высокообводненных проницаемых интервалов, оптимизации режимов работы добывающего фонда (увеличение забойного давления в высокодебитных, высокообводненных скважинах и снижение забойного давления в малодебитных скважинах).

Таблица 9. Расчет компенсации отбора закачкой по площадным элементам, охваченным закачкой, с начала разработки на 01.01.2004 (башкирский объект)

Продолжение Таблицы 2.2.2
Элемент	Добыча нефти, т	Добыча воды, т	Добыча воды, м3	Обводненость, %	Добыча жидкости в пластовых условиях, м3	Расчетная необходимая закачка, м3	Фактически закачено, м3	Накопл. компенсация, %	Процент обеспеченности, %
1	804	24601	31227	26918	56	60532	60532	33031	68	55
2	806	46150	21087	18079	31	72312	72312	46055	75	64
3	808	62786	52073	44592	45	124101	124101	45770	45	37
4	810	98066	54800	47762	36	164649	164649	50783	37	31
5	812	56922	148549	140062	72	223984	223984	57803	32	26
6	813	27165	123059	112728	82	164276	164276	72363	56	44
7	814	97870	186189	174878	66	308967	308967	71093	28	23
8	815	60076	91028	82010	60	164067	164067	55128	42	34
9	816	46276	136564	124958	75	199470	199470	182695	115	92
10	817	44372	220693	202999	83	289986	289986	66266	29	23
11	818	105408	151634	137002	59	278980	278980	47293	21	17
12	819	50045	84563	74745	63	146280	146280	40920	35	28
13	820	62694	119746	110291	66	198443	198443	190899	119	96
14	821	37714	179617	166980	83	237717	237717	172493	92	73
15	822	78203	270967	244650	78	381292	381292	53931	18	14
16	823	69623	180993	169824	72	273189	273189	51519	23	19
17	824	69503	63232	59635	48	143525	143525	114238	94	80
18	825	59024	201313	186956	77	284262	284262	201472	89	71
19	826	52861	281665	253378	84	366090	366090	57096	20	16
20	827	58627	260667	240011	82	349128	349128	77350	28	22
21	828	38889	67091	63303	63	115188	115188	62039	65	54
22	829	77736	181288	170147	70	282148	282148	40200	17	14
23	830	55837	247373	225788	82	331536	331536	334680	129	101
24	831	76022	328059	307895	81	441773	441773	68611	19	16
25	832	55613	193467	186452	78	272001	272001	221587	99	81
26	833	30443	44744	40210	60	81617	81617	17979	27	22
27	834	70336	153450	143429	69	243651	243651	152124	77	62
28	835	50197	238435	214257	83	315702	315702	306965	126	97
29	836	57000	258497	237353	82	345010	345010	214491	79	62
30	837	46658	229829	219751	83	302468	302468	252051	103	83
31	838	14249	38442	35989	73	57452	57452	104072	224	181
32	839	47072	154134	146070	77	219645	219645	386710	217	176
33	840	73418	313636	283513	81	423135	423135	154164	47	36
34	841	88478	278616	256634	76	400643	400643	296102	93	74
35	842	57759	277954	261273	83	367221	367221	245287	84	67
36	843	13775	52695	49160	79	72624	72624	29244	50	40
37	844	29287	105386	101831	78	147094	147094	370713	307	252
38	845	115065	486135	444276	81	657208	657208	448281	87	68
39	846	71177	317619	286407	82	425132	425132	140991	43	33
40	847	73831	258023	235704	78	362401	362401	175462	61	48
41	848	58172	122879	113819	68	197077	197077	262099	164	133
42	849	33588	123989	121034	79	172135	172135	335271	235	195
43	850	67164	312666	291669	82	415412	415412	313060	95	75
44	851	72890	424099	382423	85	544084	544084	219313	52	40
45	852	94358	244651	224737	72	369538	369538	87280	30	24
46	853	50259	260351	240075	84	339875	339875	153576	58	45
47	854	41867	105105	98737	72	160173	160173	260717	200	163
48	855	18888	58691	55954	76	84662	84662	77501	112	92
49	856	57773	112605	109925	66	185351	185351	366908	235	198
50	857	100804	398689	367373	80	545840	545840	360530	84	66
51	858	85608	271313	245974	76	389554	389554	158283	52	41
52	859	59639	208372	192020	78	292681	292681	214505	92	73
53	860	43925	180090	166280	80	244847	244847	243884	126	100
54	861	27516	33364	29368	55	65984	65984	29711	56	45
55	862	37081	134359	131970	78	187259	187259	162749	104	87
56	863	78912	248051	231811	76	356839	356839	270319	94	76
57	864	80015	316735	288984	80	433566	433566	64427	19	15
58	865	102654	303479	281347	75	443078	443078	23687	7	5
59	866	65553	281444	258400	81	379354	379354	216833	73	57
60	867	30096	69830	67819	70	108843	108843	190461	210	175
61	868	62406	195566	187428	76	281539	281539	174681	76	62
62	869	77466	255391	234168	77	363376	363376	141163	49	39
63	870	76134	192879	180441	72	293194	293194	225008	95	77
64	871	68937	316254	277337	82	421246	421246	187708	59	45
65	872	103618	281423	260912	73	419842	419842	46944	14	11
66	873	29304	55457	53177	65	92190	92190	125996	164	137
67	874	48996	169542	163432	78	238641	238641	175528	90	74
68	875	72947	309634	279023	81	418233	418233	113393	35	27
69	876	123694	224797	210196	65	378920	378920	135355	44	36
70	877	50876	173948	158291	77	245489	245489	171849	89	70
71	880	19208	29423	26779	61	52808	52808	121345	283	230
72	881	53059	111665	108357	68	179301	179301	158650	106	88
73	882	85318	199144	183762	70	309859	309859	192909	77	62
74	883	95419	182330	163125	66	302114	302114	184144	77	61
75	884	70264	229069	210988	77	326756	326756	284012	109	87
76	886	46848	221725	198002	83	293756	293756	273627	121	93
77	888	38884	72897	70652	65	121570	121570	213872	210	176
78	889	86076	149242	140104	63	255773	255773	87702	42	34
79	890	62991	235226	204915	79	325787	325787	89116	36	27
80	891	91815	261821	234936	74	385719	385719	47553	16	12
81	893	109302	202149	185459	65	338690	338690	32408	12	10
82	894	25429	108096	98151	81	145969	145969	119165	105	82
83	895	105258	161366	150714	61	289525	289525	50287	21	17
84	896	122854	199544	178077	62	350248	350248	52217	19	15
85	897	93614	418910	364839	82	560431	560431	46795	11	8
86	898	54715	154602	141350	74	228293	228293	272485	150	119
87	899	58608	205698	184507	78	288643	288643	85943	38	30
88	902	80631	105097	99400	57	201419	201419	192357	114	96
89	903	75295	124643	110462	62	217241	217241	135636	78	62
90	904	82303	252230	218021	75	365046	365046	192921	69	53
91	905	79637	252595	221272	76	362610	362610	204177	73	56
92	906	64315	185021	171788	74	271971	271971	288633	132	106
93	908	56555	94998	84825	63	164687	164687	49362	37	30
94	910	96946	226987	200343	70	352862	352862	30820	11	9
95	912	90632	212728	194334	70	330458	330458	72354	27	22
96	915	58706	194910	174579	77	276880	276880	123348	57	45
97	916	77276	238621	212436	76	344726	344726	89365	33	26
98	917	53807	175194	153842	77	249979	249979	265534	138	106
99	918	104165	304584	264871	75	445902	445902	200939	59	45
100	919	199877	461630	412766	70	720516	720516	232433	41	32
101	923	73953	191764	170662	72	289647	289647	296497	131	102
102	924	44490	156156	135777	78	219121	219121	143300	86	65
103	925	113037	293127	258978	72	442741	442741	219585	64	50
104	929	70702	233835	205891	77	332464	332464	117909	46	35
105	930	73116	277967	240210	79	383579	383579	37069	13	10
106	931	68168	194483	172833	74	286481	286481	243966	109	85
107	936	72439	350945	304099	83	463134	463134	75360	22	16
108	938	116557	282970	244899	71	435315	435315	103936	31	24
109	942	108300	380018	328640	78	533280	533280	203526	50	38
110	944	132770	286020	251865	68	455925	455925	146258	41	32
111	945	140124	343833	294027	71	527345	527345	107343	27	20
112	950	73820	284354	244047	79	391354	391354	40568	14	10
113	956	153045	260699	224529	63	449649	449649	119373	34	27
114	957	100079	287181	246510	74	422410	422410	107280	33	25
115	962	83336	208233	179479	71	317748	317748	119302	49	38
116	967	117487	149705	127922	56	289713	289713	72186	31	25
117	968	116525	344520	296040	75	502986	502986	107765	28	21
118	972	186726	140182	122320	43	352926	352926	83171	28	24
119	973	107986	264784	228076	71	406188	406188	88768	28	22
120	975	156909	187785	163127	54	373556	373556	95902	32	26
121	977	87277	252981	216105	74	371166	371166	7464	3	2
122	980	99377	132616	114103	57	251642	251642	32785	16	13
123	982	77123	171558	149812	69	270794	270794	14829	7	5
124	983	79734	278507	238379	78	391216	391216	11260	4	3
125	986	123134	214387	188472	64	366874	366874	133791	46	36
126	987	56180	203575	174587	78	283722	283722	105342	49	37
127	990	51475	194933	167495	79	269209	269209	104248	52	39
128	991	101322	193674	167886	66	320875	320875	87025	35	27
129	993	84931	272589	237257	76	390237	390237	54771	18	14
130	994	73454	209526	182507	74	308653	308653	6700	3	2
131	996	56979	168604	146572	75	246105	246105	86718	46	35
132	998	50206	45510	41560	48	103494	103494	92020	107	89
133	1004	39957	60527	56091	60	109105	109105	43395	48	40
134	1006	112765	71983	63199	39	199192	199192	63687	38	32
135	1009	97762	107597	94293	52	222401	222401	85338	47	38
136	1010	63431	52989	46387	46	125795	125795	51171	49	41
137	1011	54026	139552	130828	72	211005	211005	41797	24	20
138	1014	71402	220550	209588	76	318596	318596	266272	103	84
139	1016	50002	195364	187304	80	268115	268115	189377	87	71
140	1017	58220	59679	52875	51	127609	127609	182985	175	143
141	1018	57583	151220	138462	72	227626	227626	202563	112	89
142	1031	51627	119737	102735	70	186655	186655	70679	49	38
143	1032	50770	47791	40806	48	106603	106603	36281	42	34
144	1033	46665	278009	241659	86	355474	355474	114913	43	32
145	1035	35502	170952	150414	83	225831	225831	98055	57	43
146	1036	28219	50127	43489	64	85173	85173	45590	68	54
147	1037	46339	47197	42747	50	101234	101234	76745	92	76
148	1038	33275	37012	33599	53	76126	76126	42375	68	56
149	1039	61045	41397	36416	40	110505	110505	35602	39	32
150	1041	34846	62957	53889	64	106338	106338	102320	124	96
151	1042	61820	110666	95086	64	187525	187525	99826	68	53

Принятый ОАО «Сиданко» вариант 2.1 (протокол №18 от 24.04.03 г.) развития Гремихинского месторождения предусматривает следующие положения на 2003-2005 гг.:

- добыча нефти - 1987 тыс. т;

- закачка агента - 9424 тыс.м³;

- компенсация отбора жидкости - 66%;

- переход на закачку теплой воды (112 скважин) с температурой не менее 35Сна забое, дообустройство 32 нагнетательных скважин под закачку сточной воды (реконструкция системы обвязки, 1 парогенератора);

- реконструкция КНС, ДНС;

- начало реализации проекта с 01.07.2003 г.

2.3 Использование сточной воды для поддержания пластового давления

Среднесуточный уровень добычи жидкости на Гремихинском месторождении в IV квартале 2002 года и I квартале 2003 года составил 10500ч11000 м³/сут, тогда как закачка теплоносителя, использовавшегося для вытеснения нефти и поддержания пластового давления, не превышала 4500ч5500 м³/сут. Такое низкое соотношение добычи жидкости и закачки теплоносителя, а также отсутствие активного внедрения законтурных вод повысили темпы снижения пластового давления, наметившегося в конце 2001 года. В то же время сточная вода после установки подготовки нефти в объеме 8600ч9100 м³/сут закачивается в поглощающие скважины (турнейско-фаменский объект - 18 скважин, на окско-серпуховский - 3 скважины). Повышение объема закачки теплоносителя по существующей технологии проблематично из-за ограничения лимита природного газа и недостаточности мощностей парогенераторных установок. Сохранение существующего баланса добычи жидкости и закачки теплоносителя чревато необратимыми процессами в нефтяных пластах с точки зрения нефтеотдачи, поскольку уже в I квартале 2003 года в южной части месторождения пластовое давление не превышало 6ч9МПа. Таким образом, сегодняшнее состояние разработки месторождения требует незамедлительного изменения баланса добычи жидкости и закачки вытесняющего агента. Этого можно достичь следующими путями:

- ограничить отбор из высокообводненных скважин при сохранении существующего уровня закачки;

- увеличить объемы закачки при существующем уровне отбора.

Ограничение отбора жидкости при сегодняшнем состоянии разработки может привести к значительному ухудшению показателей разработки, хотя в дальнейшем такой вариант не исключается. Другим вариантом ограничения отбора жидкости может стать перевод высокообводнившихся добывающих скважин на возвратный объект - верейский горизонт.

Увеличение же закачки без увеличения потребления природного газа, возможно только за счет снижения температуры нагнетаемой воды, однако такой путь тоже не позволяет полностью компенсировать отбор закачкой воды по технологическим причинам: чтобы обескислораживать воду и не допускать интенсивной коррозии системы закачки горячей воды необходимо проводить деаэрацию при температуре не менее 115°С.

Одним из возможных путей недопущения дальнейшего снижения пластового давления является использование сточной воды в отдельных нагнетательных скважинах системы ППД. Для этого нагнетательные скважины необходимо выбирать исходя из следующих условий.

1. В нагнетательную скважину продолжительное время закачивался пар, при этом трещины в пласте превратились в транспортные каналы, а сам пласт в районе нагнетательной скважин превратился в транспортно-фильтрационную систему. В результате чего мероприятия по выравниванию профиля приемистости не дают положительного результата.

2. Приемистость скважины не менее 150м³/сут при давлении 5МПа, т.е. при давлении в системе закачки сточной воды.

3. В нагнетательную скважину закачано не менее 1,5ч2 объемов пор охваченного активным вытеснением участка пласта.

Расчет производится по формуле:

,

где V_зак - объем закачки теплоносителя с начала разработки

V - объем нефтяного пласта в элементе разработки (м3)

;

S - площадь элемента разработки (м²);

h - средневзвешенная мощность пласта (м);

m - коэффициент пористости;

K^в_охв - коэффициент охвата заводнения по вертикали. Берется по профилю приемистости.

,

где h_пр - мощность пласта, принимающего закачиваемого воду по профилю приемистости,

h_перф - перфорированная мощность пласта.

Если скважина не имеет данных исследования, то K^в_охв берется аналогично соседним скважинам.

К^г_охв - коэффициент охвата пласта заводнением по площади элемента разработки. Если по результатам исследования нагнетательная скважина влияет на 4 из 6 добывающих скважин, то

.

К_выт - коэффициент вытеснения по данным технологической схемы.

Условие закачки 1,5ч2 кратного объема пор пласта определено по данным лабораторных исследований, т.е. при этом пласт считается промытым в достаточно высокой степени, и дальнейшая закачка не приводит к значительному увеличению нефтеотдачи.

Свойства сточной воды по данным промысловой химико-аналитической лаборатории следующие:

плотность - 1,08 кг/м³;

вязкость - 1,4-1,5мПас;

КВЧ - 45-55 мг/л;

количество нефтепродуктов - 20-30 мг/л;

температура воды на КНС: зимой: +16° С;

летом: +24-26°С.

2.4 Предлагаемая технология закачки сточной воды

Поскольку все отрицательные и положительные моменты закачки сточной воды на настоящем этапе разработки Гремихинского месторождения оценить точными математическими расчетами весьма затруднительно, предлагается закачку сточной воды в целях ППД организовать в опытном порядке на 10-20% фонда нагнетательных скважин на блоке 2. Блок 2 характеризуется повышенной накопленной компенсацией относительно остальных, достаточно хорошо изучен (имеется секторная геолого-гидродинамическая модель).

Для этого используется существующая сеть трубопроводов сточной воды для закачки в поглощающие скважины.

Требования к скважинам и скважинному оборудованию:

- эксплуатационная колонна должна быть герметична;

- выше интервала перфорации устанавливается пакер;

- кольцевое пространство заполняется защитным составом для предотвращения коррозии эксплуатационной колонны и НКТ;

- нагнетательная скважина оборудовывается устьевой арматурой с возможностью определения давления в затрубе, на буфере и проведения исследовательских работ;

- нагнетательная скважина должна быть снабжена приборами учета.

В целях недопущения значительного охлаждения пласта необходимо:

Объем нагнетания сточной воды в нагнетательную скважину в сутки должен составлять не более 1,2ч2 объемов добычи жидкости из окружающих скважин элемента пласта.

- закачку производить циклически: после непрерывной закачки сточной воды в расчетном объеме, не превышающем половины расстояния между нагнетательной и реагирующей скважинами, следует остановить закачку. Время закачки определяют расчетами для каждой скважины. Время остановки принять равным времени закачки;

- прослеживают за изменением обводненности продукции окружающих скважин.

В целях недопущения ухудшения условий вытеснения с точки зрения нефтеотдачи пластов надо исходить из равенства соотношений при закачке теплоносителя и сточной воды. По данным исследований средняя температура пласта в зоне закачки теплоносителя составляет 35°С. При такой температуре вязкость нефти составляет

=101,64мПас.

Рис. 3. Зависимость вязкости пластовой нефти от температуры
башкирского яруса

Составляем пропорцию:

;

;

142,3мПаЧс.

Из графика определяем, что м_нх соответствует температуре 29°С.

Таким образом, чтобы не ухудшились условия вытеснения необходимо, чтобы температура пласта и пластовой нефти не снижалась ниже 29°С.

Исходя из этого, при заданном темпе закачки воды в пласт можно рассчитать время цикла закачки и остановки. Для этого используем данные таблицы 10

Таблица 10. Теплофизические параметры

	Породы коллектора	Окружающие породы	Нефть	Пластовая вода
Коэффициент теплопроводности, кДж/(мч°С)	8,65	10,7	0,39	2,02
Удельная теплоемкость, кДж/(кг°С)	1,15	1,13	2,22	3,81
Плотность, кг/м3	2240	2660

Расчет времени закачки.

Задаемся объемом закачки сточкой воды за один цикл при условии, что продвижение холодной сточной воды по промытым пластам не превысит половины расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами.

Исходные данные:

- суточный объем закачки - 200м³/сут;

- расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами L=170 м;

- К^г_охв - горизонтальный коэффициент охвата - 0,6;

- суммарная мощность принимаемого пласта - 4 м;

- коэффициент пористости m - 0,19;

- коэффициент вытеснения - 0,76.

Объем пор пласта составит:

Время непрерывной закачки составит:

t=7862м³/200м³/сут=39 сут.

Была проанализирована циклическая закачка через ряд (см. рис. 2.4.2) по секторной гидродинамической модели в границах блока 2 сточной и теплой вод. За сравнительные варианты были взяты непрерывная закачка теплой и сточной вод (приемистость - 120 м³/сут) и циклическая закачка сточной воды при постоянной закачке теплой воды (приемистость - 180 м³/сут, время закачки - 2 месяца, остановки - 1 месяц, при варианте месяц на месяц происходит резкое падение пластового давления).

Параметры предлагаемой технологии следующие:

- комбинированная закачка сточной (параметры см. выше) и теплой (температура не ниже 35С на забое) вод через ряд;