С момента начала эксплуатации месторождения минерализация пластовых вод значительно снизилась, и распространение получили воды, содержащие 3-6 г/л растворенных солей.

Наиболее полно изучен состав вод по I пласту, где установлена значительная дифференциация в концентрации солевых компонентов. В целом же развитые на месторождении солоноватые воды характеризуются низким содержанием сульфатов - 1-67 мг/л и микроэлементов: йода-0,8-13 мг/л, брома - 4,2-52 мг/л, бора - 6,5-20,6 мг/л.

Таблица № 4

Результаты спектрального анализа попутных пластовых вод месторождения Катангли

Пласт	Состав редкоземельных элементов
	K+	Mg++	SiO2	Li+	Pb+	Cs+	Sr+
I	6,2	5,0	6,8	0,1	0,009	0,01	1,36
II	3,4	1,0	6,0	0,06	0,002	0	0,66
III	5,0	1,0	7,3	0,15	0,001	0,005	1,65

Омывается месторождение в основном слабо солоноватыми водами с минерализацией 1-3 г/л, а солёные воды с концентрацией солей более 10 г/л сохранились только в наиболее изолированных участках I пласта.

Состав газа пластовых вод месторождения метановый, с повышенным содержанием азота. По сравнению с нижележащими отложениями отмечается дефицит насыщения подземных вод углеводородными газами: коэффициент упругости - 0,2-0,4. В большинстве случаев спонтанный газ не обнаружен, так как на площади созданы природные условия для его миграции в атмосферу.

Гидрохимический облик подземных вод Катанглийского месторождения крайне разнообразный. Здесь нашли развитие воды от пресных до слабо соленых с минерализацией 9.2 - 13.9 г/л. Наиболее изолированные к началу эксплуатации участки воды характеризовались повышенным содержанием хлоридов (до 5 - 8 г/л). С момента разработки залежей минерализация пластовых вод значительно снизилась и распространение получили воды, содержащие 1 - 5 г/л растворенных солей.

В целом же воды месторождения характеризуются низким содержанием сульфатов - 2-60 мг/л, и специфических компонентов: йода - 0.6 - 28 мг/л, брома - 1.0 - 37 мг/л, бора - 1.0 - 17 мг/л.

Диапазон изменения сульфатного коэффициента от 0.1 до 133, а отношения натрия к хлору от 0.97 до 15. зона слабосолоноватых вод 1 - 3 г/л, охватывает основную продуктивную часть разреза месторождения по III пласт включительно, где отличительной особенностью минерализации является ее инверсионность, которая заключается в снижении с глубиной средних значений солености от 2.5 до 1.5 г/л и хлора от 924 до 508 мг/л и соответственно повышении отношения натрия к хлору от 1.93 до 3.79.

2.4 Нефтеносность

В результате разведочных и эксплуатационных работ на месторождении установлена нефтеносность трёх пластов в отложениях дагинской свиты - I, II и III, залегающих на глубинах от 30 до 240 м. Характерной особенностью продуктивных пластов является их монотонность и относительная выдержанность по площади и разрезу, за исключением зон, где II пласт размыт.

Продуктивные пласты разбиты на тектонические блоки и, следовательно, содержат по несколько залежей. II пласт имеет 5 залежей. Всего на месторождении имеется 13 залежей. Основными продуктивными блоками являются I, II и III. Высоты залежей изменяются в широких пределах от 5-20 м до 120 м. Максимальная высота в II блоке по всем горизонтам (II пласт - 93 м).

По типу залежи относятся к пластовым и массивно пластовым, тектонически экранированным и частично стратиграфически ограниченным (табл. № 1). По характеру заполнения ловушки относятся к нефтяным.

Характерной особенностью месторождений является уменьшение площадей нефтеносности вниз по разрезу, одновременно с этим увеличивается доля водонефтяных зон в объёме залежей.

Залежи II пласта имеют нефтяную и водонефтяную зоны. Водонефтяные зоны в залежах II пласта занимают от 28 до 70 % (одну третью пласта).

На месторождении вскрыт полностью разрез отложений, с которыми связаны перспективы нефтегазоносности, но кроме I, II и III пластов в отложениях дагинской свиты и нижележащих отложениях признаков нефтегазоносности не обнаружено (таблица № 6).

Таблица № 5

пласт	блок	Глубина залегания пласта в своде (абс.отм.), м	Высотное положение ВНК (абс.отм.), м	Размеры залежи	Тип залежи
				длина, м	ширина, м	высота, м
II	II	65	143	810	520	78	Массивно-пластовая, тектонически экранированная

Проанализировав выше сказанное можно сделать следующие выводы.

в пределах Катанглийского месторождения вскрыты отложения мелового, палеогенового и неогенового возраста;

непосредственно нефтесодержащими являются отложения дагинской свиты. Дагинская свита представлена чередованием песков, песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов, с прослоями угля в средней части. Общая мощность отложений 1676 м. В разрезе свиты выделяется двадцать песчаных и песчано-алевритовых пластов, разделенных пластами глин и аргиллитов;

- Катанглийская антиклинальная складка представляет собой асимметричную брахиантиклиналь протяженностью 6.5 км. Ось складки простирается в северо-западном направлении;

на месторождении установлено наличие нарушений сбросового и взбросового характера. Мелкие разрывные нарушения, как правило, оперяют более крупные, что способствовало образованию отдельных залежей в I, II и III пластах в I, II, III блоках;

изученный в гидрогеологическом отношении разрез месторождения Катангли относится к четвертому комплексу, а залежи нефти приурочены к песчаникам верхнедагинской подсвиты (I-III пласты);

на гидродинамическую обстановку месторождения Катангли существенное влияние оказывают его геологические особенности - значительная нарушенность продуктивной толщи поперечными разрывами;

положение начальных контуров нефтеносности установлено по данным геофизических исследований скважин, подтверждено результатами опробования и материалами длительной эксплуатации скважин, ВНК II пласта - 160 м..

Физико-химическая характеристика нефти. Несмотря на то, что месторождение разрабатывается с 1929 года, нефти исследовались в прошлые годы недостаточно. К 1926 году было исследовано всего 46 проб нефтей I, II и III пластов, причем анализы тех лет не всегда отвечают современным требованиям исследования нефтей - отсутствуют данные по содержанию асфальтенов, силикагелиевых смол. Содержание парафинов определялось по методу Гольде с деструкцией, что давало заниженные результаты, поэтому для комплексного изучения нефтей месторождения были выбраны результаты исследования 56 проб. Наиболее полные сведения получены по свойствам нефтей I пласта I блока (табл. № 7).

Свойства поверхностных нефтей месторождения по разрезу и по площади весьма близки между собой.

Нефти всех трех пластов тяжелые (среднее значение плотности 0,9366 г/см3), высоковязкие - динамическая вязкость колеблется от 298 до 444 Сп, кинематическая - в пределах 318-480 сСт.

Количество смолисто-асфальтеновых веществ в нефти I пласта довольно значительно. Асфальтенов в среднем содержится 1.85 %, смол силикагелевых - 8.15 %, смол “акцизных” от 37 % до 41 %, т. е. нефти - высокосмолистые. В нефти II и III пластов несколько занижено содержание асфальтенов, что не характерно для тяжелых нефтей.

Содержание парафина в нефти не велико и колеблется от 0.02 % до 0.48 %, вследствие чего нефти имеют низкую температуру застывания (ниже - 20 0С). Содержание общей серы в среднем около 0.40 %.

В нефти полностью отсутствуют бензиновые фракции, температура начала кипения в среднем 236 0С, выход фракций до 300 0С в среднем составляет 22 %.

Почти во всех пробах I пласта I блока присутствует вода до 6 %.

Таким образом, по своей физико-химической характеристике нефти месторождения относятся к тяжелым, высокосмолистым, малосернистым и беспарафиновым.

Водонефтяной контакт по II пласту II блока. В первоначальных условиях нефтяные залежи разрабатывались на режиме растворенного газа с последующим переходом на гравитационный режим с малой активностью контурных вод.

Положение начальных контуров нефтеносности установлено по данным геофизических исследований скважин, подтверждено результатами опробования и материалами длительной эксплуатации скважин.

В процессе бурения и эксплуатации скважин было установлено, что вскрытие скважиной водоносной части пласта, как правило, приводило к обводнению скважин, даже если испытывалась только верхняя часть. При вскрытии только нефтяной части пласта скважины длительное время не обводнялись. Поэтому большинство эксплуатационных скважин не вскрывают водоносной части пласта.

Как отмечалось ранее, залежи II пласта образуют массивно-пластовый резервуар, объединенный единым контуром нефтеносности. Проведение контактов весьма осложнено тем, что во многих скважинах вскрывались только продуктивные части пластов с целью уточнения безводного периода работы скважин.

Продуктивность установлена в 5 блоках: Iб, I, IIа, II и III. Контур нефтеносности в блоке проеден по абсолютной отметке контакта - 143 м.

Таблица № 6

Блок	№№ скв.	Интервал залегания пласта	Интервал перфорации	Результаты опробования
		относ., м	абс, м	относ., м	абс, м
II	62	103-129	82-108	105-110	84-89	приток нефти
	71	132-158	97-123	134-139	99-104	приток нефти с дебитом 0.2 т/сут.
	157	162-190	128-156	162-167	128-133	приток нефти с водой
	176	148-	100-	149-160	101-112	приток нефти с дебитом 2.6 т/сут
	253	133-160	101-128	134-140	102-108	приток нефти с дебитом 5 т/сут
	378	129-154	104-129	131-137	106-112	приток нефти
	643	90-116	68-94	91-99	69-77	приток нефти с дебитом 0.1 т/сут
				112-121	90-99

Изменение пластового давления. Начальные пластовые давления по пластам месторождения Катангли неизвестны. Отдельные отрывочные сведения о замерах уровней жидкости в скважинах в разное время дают самые разнообразные показатели (от 2.2 атм до 16 атм). На 01.01.1958 года в сводовой части давление было принято равным 0.4 атм, в приконтурной зоне 7.5 атм, на контуре нефтеносности ~ 8 атм.

Распределение начальных истинных пластовых давлений соответствовало гипсометрическим отметкам скважин.

Пластовое давление по II пласту (определенное по замерам 1952 года) составляло во II блоке в приконтурной зоне 7.6 атм (на изогипсе - 100 м). Давление по II блоку можно считать начальными пластовыми, ибо интенсивная добыча нефти в этом блоке началась в 1951 году. Средневзвешенное начальное пластовое давление в зоне отбора II пласта считалось равным 6.7 атм. По II блоку текущее давление на 01.01.1961 года было 6.1 атм, на 01.01.1970 года - 3.7 атм.

Физико-химическая характеристика пластовой воды месторождения Катангли

Месторождение Катангли расположено вблизи (10-15 км) от северной (региональной) области создания напоров и вдали (30-40 км) от очагов разгрузки подземных вод продуктивных отложений.

Породы комплекса в пределах поднятия выходят на поверхность с максимальными для бассейна отметками -200-300 м. Глубина прогибов этой толщи в районе превышает 1 км на суше и 2 км в акватории. Погружаясь под экранирующие окобыкайские глины и приобретая напор, молодые инфильтрационные воды движутся от областей питания в восточном направлении, в сторону погружения слоев дагинского горизонта. Транзитное движение вод на ряде участков затруднено вследствие развития литолого-тектонических барьеров. Обтекая эти преграды, подземные воды создают тем самым застойные, или близкие к ним, участки разреза с понижением пьезометрической поверхности.

Приподнятые блоки некоторых складок (Имчинской, Катанглийской) служат локальными участками подпитывания и пополнения запасов подземных вод.

Влияние элизионного режима фильтрации на разведанной территории района в разрезе четвертичного комплекса не отмечено.

Выводы по разделу:

Все вышеперечисленные особенности Катанглийского месторождения благоприятствовали образованию нефтеносности района. Установлена нефтеносность трёх пластов в отложениях дагинской свиты - I, II и III, залегающих на глубинах от 30 до 240 м.

Продуктивные пласты разбиты на тектонические блоки и, следовательно, содержат по несколько залежей. II пласт имеет 5 залежей. Всего на месторождении имеется 13 залежей. Основными продуктивными блоками являются I, II и III. Высоты залежей изменяются в широких пределах от 5-20 м до 120 м. По типу залежи относятся к пластовым и массивно пластовым, тектонически экранированным и частично стратиграфически ограниченным (табл. № 6). По характеру заполнения ловушки относятся к нефтяным.

Характерной особенностью месторождений является уменьшение площадей нефтеносности вниз по разрезу, одновременно с этим увеличивается доля водонефтяных зон в объёме залежей.

На месторождении вскрыт полностью разрез отложений, с которыми связаны перспективы нефтегазоносности, но кроме I, II и III пластов в отложениях дагинской свиты и нижележащих отложениях признаков нефтегазоносности не обнаружено.

III. МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Обоснование применения метода повышения нефтеотдачи пласта

Месторождение Катангли характеризуется относительно мощными нефтяными пластами (18-35 м), залегающими на сравнительно небольшой глубине 80-150 м и насыщенными тяжелой высоковязкой нефтью (вязкость в пластовых условиях ~ 2000 сПз при 70С).

Месторождение разрабатывалось длительное время в режиме истощения. Попытки интенсифицировать разработку путем заводнения оказались неэффективными вследствие быстрых прорывов воды. Наличие высоковязкой нефти, незначительная глубина залегания и небольшая мощность пластов обусловили возможность успешного применения на месторождении тепловых методов воздействия, которые основаны на благоприятном изменении физических свойств пластовых флюидов и коллектора при введении в пласт тепловой энергии и увеличении температуры.

Далее будут рассмотрены основные характеристики по месторождению, и в частности по II пласту II блока, для подтверждения необходимости применения данного метода.

Основные параметры II пласта. Коэффициент открытой пористости определен как по материалам промысловой геофизике, так и в лаборатории. Пористость по скважинам рассчитывалась как средневзвешенная величина по интервалам интерпретации. Средняя величина открытой пористости для II пласта - 31.5 %.

Коэффициент нефтенасыщенности определялся также по промыслово- геофизическим данным. В качестве расчетных приняты среднеарифметические значения из средневзвешенных величин. Средняя величина для II пласта - 0.71.

Проницаемость определялась в лаборатории. Средняя величина проницаемости по II пласту - 0.554 мкм2.

Толщина пласта изменяется увеличиваясь от сводовой части складки к крыльям. Общая толщина пласта 0 - 29 м, нефтенасыщенная мощность до 26 м, водонефтяная - 11.7 м. От вышележащего I пласта он отделен глинистым прослоем толщиной 5-6 м, от III нижележащего - 2-3 м.

Таблица № 7

Тепло - физические свойства пород

Наименование	Горные породы
	коллектор	окружающие
Средняя плотность, кг/м3	2500	2400
Коэффициент температуропроводности, м2/час	0,0038	0,0024
Коэффициент теплопроводности, КВт/м, К	2,5	2,9
Удельная теплоемкость, кДж/1 г, К	0,966	0,966

Подсчет запасов нефти. По II пласту II блока месторождения Катангли числится балансовых запасов нефти категорий В+С1 на 01.01.2003 года в количестве 4080 т.т, извлеченных - 1796 т.т. Остаточные запасы категорий В+С1 составляют 1040 т.т., коэффициент использования запасов - 0.421, коэффициент нефтеотдачи - 0.185.

Таблица №8

Состояние запасов на 01.01.2003 г.

Пласт/ блок	Начальные запасы, т.т	Добыча нефти, т.т	Коэффициент	Остаточные запасы	Темп отбора
	балансовые	извлекаемые	накопленная	за 2002 г.	нефтеотдачи	использ. запасов	на 01.01.03	на 01.01.03	Нач. извл. запасов	Тек. извл. запасов
II-II	4080	1796	755,971	46,548	0,185	0,421	1086	1040	2,59	4,28

3.2 Метод повышения нефтеотдачи

Тепловое воздействие на пласт связано с вводом в пласт тепловой энергии, повышением температуры и улучшением условий перемещения нефти, что в конечном итоге должно привести к увеличению степени извлечения нефти. Существенной особенностью процесса является то, что теплоперенос и массоперенос в нефтяном пласте происходит с разными скоростями, что тепловой фронт обычно отстает от фронта вытеснения.

Указанные особенности требуют рассчитывать изменения температурного поля в пласте, учитывать его влияние на фильтрационные характеристики флюидов и на характер вытеснения нефти из пористой среды. При расчете процесса необходимо также учитывать теплопотери в стволе и в самом нефтяном пласте.

Необходимость учета теплопотерь при движении теплоносителя по стволу скважины выдвигает требования ограничения глубины залегания объекта. На месторождении Катангли глубина залегания II пласта II блока - до 150 м.

Следовательно, использование тепловой энергии при нагнетании в пласт теплоносителей улучшается с сокращением путей фильтрации и с увеличением толщины самого пласта. Это накладывает дополнительные требования к толщине объекта и влияет на выбор системы расположения и плотности размещения нефтяных скважин.

В процессе нагнетания теплоносителя в пласт образуется 2 зоны: зона, охваченная тепловым воздействием и зона, неохваченная тепловым воздействием. Температурная обстановка в пласте оказывает решающее значение на механизм вытеснения нефти. Так, в зоне не охваченной тепловым воздействием, реализуется механизм вытеснения нефти водой в изотермических условиях. В зоне горячего конденсата реализуется механизм вытеснения нефти в неизотермических условиях при изменении температуры от температуры насыщенного пара до начальной пластовой. В зоне пара реализуется механизм вытеснения нефти паром. Процессы в каждом из указанных выше зон взаимосвязаны. Увеличение нефтеотдачи при тепловом воздействии, по сравнению с извлечением нефти путем закачки холодной воды, объясняется действием трех основных факторов: улучшением отношения подвижностей нефти и воды, улучшением проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте и тепловым расширением пластовых систем.

На механизм извлечения нефти оказывают влияние процессы, происходящие в зоне пара. В этой зоне главным дополнительным фактором является перегонка нефти паром, заключающаяся в дистилляции относительно легких компонентов оставшейся в этой зоне нефти. Фактическая дополнительная нефтеотдача за счет перегонения паром будет определяться составом нефти.

Эффективность вытеснения нефти паром определяется величиной остаточной нефтенасыщенности в зоне пара. Величина остаточной нефтенасыщенности в зоне пара определяется термическими и дистилляционными свойствами нефти, а также температурой пара (величиной остаточной нефтенасыщенности для Катангли - 17 %).

Технология добычи нефти с помощью термического метода можно разделить на два этапа: 1 - создание тепловой оторочки, 2 - перемещение по пласту паровой оторочки.

Определяющим значением эффективности метода является необходимый размер тепловой оторочки, то есть первоначальный прогрев пласта.

3.2.1 Характеристика агентов для применения метода

Для осуществления закачки пара и воды в необходимых объемах на месторождении Катангли, кроме существующих парогененрирующих 2 установок (В-4000), построено УПГ-8/120 с общей производительностью 780 тыс. т. Характеристика УПГ приведена в таблице № 14.

Таблица № 9

Показатели	УПГ
Паропроизводительность, т/т	9
Давление рабочее, кгс/см2	60-120
Температура насыщения пара, 0С	324
Степень сухости пара	0.8
Вид топлива	Газ
Расход топлива, нм3/час	750
Мощность электродвигателей, кВт	200

С целью продвижения тепловой оторочки используется подтоварная вода (см. выше). Подтоварная вода не содержит примесей и компонентов, отрицательно влияющих на промысловое оборудование, состояние нефтяного пласта и окружающей среды.

Обоснование метода для месторождения Катангли. При определении пригодности залежи для успешной разработки рассматриваемым методом необходимо учитывать: свойства пластовых жидкостей, глубину залегания, толщину нефтяного пласта и неоднородность, свойства нефтесодержащего коллектора и окружающих пород, насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, особенности геологического строения.

Основные геолого-физические параметры, необходимые при определении пригодности залежи для паротеплового воздействия приведены в таблицах № 15, № 16.

Таблица № 10

Параметры	Рекомендуемые	Фактические по месторождению Катангли	II пласт II блок
Глубина залегания, м	до 700-1000	50-250	150
Мощность пласта, м	более 6-10	16-25	24.4
Пористость, %	более 18	30-33	32
Проницаемость, мД	более 100	более 950	588
Вязкость пластовой нефти, мПа*с	более 50	1500-3600	1650
Плотность пластовой нефти, г/см3	более 0.880	0.936	0.937
Нефтенасыщенность к началу процесса, %	более 40	54.6-65.7	64
Угол наклона, град.	не ограничен	10	10

Как видно из таблицы № 15 геологические параметры отвечают критериям выбора объекта (II пласта II блока) для применения тепловых методов.

Таблица № 11

Исходные геолого-физические характеристики

II пласта месторождения Катангли

Параметры	II пласт
Средняя глубина залегания, м	22-84
Тип залежи	массивно-пластовая, тектонически экранированная, водоплавающая
Площадь нефтеносности, тыс.м2	1248
Средняя нефтенасыщенная толща, м	11-26
Пористость, доли ед.	0,31
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.	0,63-0,72
Проницаемость, мкм2	0,554
Коэффициент песчанистости, доли ед.	-
Коэффициент расчлененности, доли ед.	-
Пластовая температура расчетная, 0С	3-9,5
Пластовое давление расчетное, МПа*10	2,4-16,4
Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа*с	313
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,936-0,937
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,01
Давление насыщения нефти газом, МПа*10	-
Газосодержание нефти, м3/т	-
Вязкость воды в пластовых условиях, МПа*с	1,32-1,62
Плотность воды в поверхностных условиях, г/см3	1,000-1,0040

Учитывая высокую вязкость, было рекомендовано внутриконтурное нагнетание теплоносителя.

Отечественный опыт применения метода нагнетания пара показывает, что метод осуществляется повсеместно по системе площадного размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин. Площадное нагнетание обосновывается необходимостью рассредоточения теплового воздействия на возможно большой объем залежи высоковязкой нефти с целью интенсификации разработки.

Из площадных систем, учитывая большое значение отношения вязкости нефти и вытесняющих агентов, наиболее рациональной является обращенная семиточечная система, обеспечивающая максимальный охват по площади. Учитывая это положение были предложены варианты с размещением скважин с плотностью эксплуатационной сетки 0.5 га, 0.7 га, 1 га, утвержден был вариант - 0.5 га.

3.2.2 Обоснование расчетной модели и I варианта разработки

Расчеты технологических показателей при проектировании разработки в силу специфики теплового воздействия на пласт выполнялись на двух уровнях. На первом уровне определялись показатели разработки базисных элементов. На втором уровне проектирования разработки выбирался оптимальный ввод элементов, при котором выдерживались стабильные темпы добычи нефти. расчеты выполнялись для месторождения в целом путем суммирования показателей по элементам.

Математическая модель базировалась на многофазной многокомпонентной фильтрации с фазовыми превращениями, одномерно и двухмерной по тепловым процессам. В расчетах использовалась методика ВНИИ при площадном размещении скважин.

Основные положения методики заключаются в следующем:

при закачке в пласт пара в каждом продуктивном слое образуются зоны насыщенного пара, горячей и холодной воды;

динамика размеров тепловых зон в продуктивных слоях и непроницаемых прослоях рассчитывается с учетом теплообмена между слоями, прослоями и окружающими породами;

распределение темпов нагнетания агентов по слоям производилось пропорционально их фильтрационным сопротивлениям;

нефтенасыщенность в зоне пара считалась постоянной и равной остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти паром, в остальных зонах распределения водонасыщенности рассчитывалось по теории Бакклея-Леверетта;

капиллярные и гравитационные элементы не учитывались.

Базовый вариант. Выбор базового варианта определялся геолого-физическими условиями разработки. Месторождение Катангли до внедрения тепловых методов разрабатывалось на гравитационном режиме с малой активностью контурных вод.

За базовый вариант для всех залежей месторождения был взят гравитационный режим, то есть режим истощения. Для каждого из пластов построена кривая изменения среднесуточной добычи нефти и динамика обводненности по пластам. (рис. 12-13).

Для расчета уровней добычи нефти была использована зависимость изменения дебита нефти по скважине во времени:

q (c) t = q0*e-бt, где

q0 - дебит нефти в начале периода,

б - коэффициент апроксимации.

Согласно утвержденной технологической схемы (1995 г.) значительная часть месторождения была разбурена по схеме площадного размещения скважин (рис. 14) с использованием обращенной семиточечной сетки 0.5 га. Площадная система размещения скважин способствует рассредоточению теплового воздействия на большой объем залежи с целью интенсификации разработки.

Для оценки первоначального размера тепловой оторочки был использован энергетический критерий разработки - отношение затрат топлива (в пересчете на нефть) на производство теплоносителя к добытой нефти.

Принимая, что Vот*G - количество нефти, израсходованной на образование оторочки теплоносителя, а з*д - количество добытой нефти, имеем энергетический критерий:

Vот - размер оторочки, доли объема пор,

Q - удельные затраты на производство теплоносителя,

з - нефтеотдача при применении оторочки, доли единиц,

д - нефтенасыщенность на начало процесса, доли единиц,

G - плотность нефти.

Чистая нефтеотдача определялась в виде:

з' = з * (V*G/д)

По результатам расчетов построена зависимость «чистой нефтеотдачи» от размера оторочки теплоносителя и находится оптимальный размер для данного типа нагнетания, сетки скважин, параметров агента и геологической модели пласта (рис. 15). Темп нагнетания агента определялся исходя из механизма вытеснения нефти теплоносителем (пар, горячая вода) и возможным максимальным отбором жидкости по эксплуатационным скважинам в данных геологических условиях.

Основной механизм увеличения нефтеотдачи при использовании тепловых методов - это поршневое вытеснение при улучшении отношения подвижности нефти и воды (рис. 13, 14). Следовательно, при разработке нефтяной залежи тепловым методом на весь срок разработки сохраняется баланс между отборами и нагнетанием агента.

Нефтяные коллектора месторождения Катангли представлены слабосцементированными песчаниками и, как правило, все эксплуатационные скважины являются пескообразующими. Максимально возможный дебит для таких скважин25-30 м3/сут. с условием использованием щелевых фильтров. При таких отборах жидкости, с учетом 10 % утечки нагнетаемого пара за контур нефтеносности, темп закачки должен составлять 30 т/сут.

Давление на устье нагнетательной скважины составляло 3.0-3.5 МПа на начало создания тепловой оторочки.

Используя парогенерирующие установки УПГ-30/60 давление на выходе и в системе паропроводов составляет 6 МПа при температуре 2640С.

Меньший темп нагнетания приводит к увеличению срока разработки месторождения, а выше темп нагнетания приведет к резкому росту пластового давления и к выбросам (образование грифонов).

Расчеты технологических показателей производились для двух видов теплоносителя - для пара и горячей воды при равных годовых объемах нагнетания.

Зависимость параметров теплоносителей от расхода и времени приведения на рисунке 16, расчет снижения степени сухости пара при давлении по стволу скважины на рисунке 17.

Система закачки пара. На месторождении Катангли выработка пара производится двумя источниками УПГ и Энергопоездом. Ежедневно геологической службой нефтепромысла Катангли производится учет выработки пара по источникам с учетом времени их работы и производительности. В среднем ежедневно в работе на УПГ 2 парогенератора с производительностью 45-46 м/час, суточная выработка пара по УПГ составляет 46*2*24 = 2208 т. Энергопоездом при работе 3-х котловагонов с производительностью 7,0 т/час суточная выработка составляет 7,0*3*24= 504 т. Общая суточная выработка пара составляет от 2500 т. до 2700 т. С учетом использования пара на собственные нужды и потери по коллектору суточная закачка пара в пласты составляет от 2200 т. до 2550 т. Далее ведется распределения пара по действующим нагнетательным скважинам и скважинам обвязанных под паротепловую обработку.

Учет распределения пара по нагнетательному фонду скважин ведется расчетным путем с учетом установленного диаметра штуцера на скважине, перепаду давлений (до и после штуцера), температуры пара на устье скважины.

Массовый расход пара по каждой скважине вычисляют по формуле:

где б - коэффициент расхода,

е - коэффициент расширения,

d - диаметр отверстия сужающего устройства (штуцера),

ДР - перепад давления до и после штуцера,

с - удельный вес протекающего вещества.

Фонд скважин по II - II на 01.01.2003 г.: нефтяных всего- 42, действующих, дающих - 28, нагнетательных - 6. Закачка пара ведется по скважинам №№ 427, 720, 747, 777, 780, 792 - наблюдается реагирование нефтяных скважин. Данные о закачке и результатах воздействия на пласт тепловым методом показано в таблице № 17.

Суточная приемистость по скважинам зависит от диаметра штуцера и составляет от 10 т/сут. до 90 т/сут.

Согласно технологической схеме проектировалось нагнетание насыщенного пара сухостью 0.8 при давлении 10 кг/см2 и температурой 1000С. За время ведения процесса фактический расход составил 24 т/сут. пара при температуре 1530С и давлении 5.6 кг/см2. По фактическим параметрам нагнетания рассчитали коэффициент нефтеотдачи.

Рис. 18. Схема площадного размещения скважин

Для полной выработки пластов на каждом месторождении, уменьшения объемов добываемой воды и повышения рентабельности добычи нефти, необходимо в широких масштабах провести работы по ограничению водопритоков. Исследования проводились институтом «СахалинНИПИморнефть» многие годы. Накопленные теоретические и практические результаты позволяют надеяться, что эти методы будут актуальны и в настоящее время.

Одним из основных направлений в повышении эффективности заводнения является улучшение нефтевытесняющих и нефтеотмывающих свойств в пласт воды за счет применения химических реагентов. Различают:

заводнение с применением ПАВ,

щелочное заводнение,

полимерное заводнение,

вытеснение нефти карбонизированной водой и т.д.

Наиболее перспективными способами являются щелочное и углекислотное заводнение - минимальные затраты и простота технологии применения.

В качестве объекта для закачки карбамида был выбран II блок II пласта месторождения Катангли. Предполагается опытная закачка карбамида в ряд паронагнетательных скважин - №№ 427, 720, 747, 777, 792 (рис. 21).

Краткая геолого-промысловая характеристика II пласта II блока

II пласт представлен песками темно-серого цвета, тонкозернистыми и малозернистыми, алевритистыми, рыхлыми с тонкими прослоями песчаника мелкозернистого, алевритистого, с редкими прослоями глин.

Таблица № 12

Средняя величина пористости II пласта, %	31,5
Начальная нефтенасыщенность, %	71
Проницаемость, мкм2	0,554
Толщина 2 пласта достигает	29 м
Нефтенасыщенная толщина до	26 м
Удельный вес нефти II пласта, кг/м3	937
Вязкость разгазированной нефти II пласта, мн, МПа*с	1650
Температура вспышки	119,75 0С
Температура застывания ниже	-35 0С

Вязкость Катанглийской нефти очень высокая и при 200С Энглера только капает.

Таблица № 13

Химический состав нефти

Кислотное число мг кон/гр	0,0742 %
Смолы сернокислотные	36,21 %
Смолы селикагелевые	38,42 %
Асфальтены	0,09 %
Парафин	0,168 %

Состав воды см. гл. 2.3.

Пластовое да.вление до закачки пара по II пласту составило - 3 атм, контурные воды нее активны, режим работы залежи - гравитационный.

С начала разработки на 01.01.03 г. добыто 299791 тонн нефти.

Закачано пара с начала процесса в рекомендуемые скважины - 251509 тонн

По полям 62159 тонн

Скв. 427 тонн

Скв. 720 62507 тонн

Скв. 747 78958 тонн

Скв. 777 24806 тонн

Скв. 792 23079 тонн

Если судить по количеству закачанного пара в призабойную зону, температура в ней значительно выше 150 0С, что позволяет начать закачку карбамида.

По добывающим скважинам перед закачкой карбамида необходимо провести следующие виды исследований:

замерить забой скважины, при наличии песчаной пробки промыть,

замерить Рпл.,

замерить дебит,

отобрать пробы (контрольные) воды - на определение в воде наличие анионов СО-3 и НСО-3, рН среды.

В каждую из нагнетательных скважин закачать по 40 тонн карбамида. После закачки карбамида необходимо осуществлять тщательный контроль за работой добывающих скважин.

При термическом разложении карбамида будет образовываться 19064 м3 аммиака и 14932 м3 углекислого газа, помимо этого, в пар превратятся 40 м3 воды. Такое большое выделение газообразных продуктов приведет к резкому повышению давления в призабойной зоне пласта. Постепенно двигаясь по пласту, в холодной части пласта будут полностью растворяться в воде аммиак и частично в нефти и воде - СО2. При давлении 5.57 МПа СО2 будет полностью растворяться в воде и на этом этапе будет действовать механизм вытеснения карбанизированной водой.

Контроль за работой добывающих скважин должен заключаться в постоянном отборе проб воды, газа на предмет определения ионов NH4+ и анионов CO2- - и HCO3- и pH среды. Пробы воды отбирать не реже 1 раза в 10 дней. Появление запаха аммиака, увеличение содержания CO2 в газе и увеличение концентрации карбонатных анионов CO2 - - и HCO3- в воде будет указывать на приближение оторочек щелочи и CO2- -. В этот период необходимо тщательно следить за работой скважин. При наличии наблюдательных или простаивающих скважин в них необходим контроль за статическими уровнями. Следует тщательно следить за технологией режимов добывающих скважин. При росте уровней, появлении аммиака, CO2 и увеличении рН среды следует увеличить отборы продукции.

Обычно скважины от закачки карбамида дают дополнительную нефть в течение 5-6 месяцев. После этого срока возможно проведение повторных обработок. Они, как правило, также оказываются эффективными.

Закачка карбамида при паротепловом воздействии на пласт

Суть способа заключается в сочетании закачки пара с щелочным и углекислотным воздействием. Способ комбинированного воздействия можно осуществлять путем закачки в предварительно разогретый теплоносителем (паром) пласт, раствора карбамила (мочевины), который разлагается на углекислый газ и аммиак при температуре 150 0С по реакции:

CO(NH2)2 + H2O = 2NH3 + CO2

(тонна карбамида разлагается на 746.6 м3 аммиака и 373.3 м3 углекислого газа СО2 в нормальных условиях).

Аммиак и углекислый газ выделяются в паровой зоне. По мере конденсации пара будет происходить растворение аммиака и углекислого газа в нефти и воде. На этой стадии начинают действовать механизмы щелочного и углекислого вытеснения.

Помимо действия механизмов щелочного и углекислого вытеснения, аммиак и углекислый газ выполняют роль трассирующих веществ. Обнаружение их в добываемой продукции позволяет судить о направлении продвижения как теплоносителя, так и оторочек и гидроокиси аммония. Помимо этого, контроль за работой добывающих скважин позволяет прогнозировать прорывы пара и горячего конденсата.

От промышленного эксперимента по комбинированному воздействию на пласт получен значительный экономический эффект. На основании лабораторных исследований установлено, что коэффициент нефтеотдачи увеличивается на 11 % по сравнению с вытесненным паром.

Технология закачки оторочки насыщенного раствора карбамида в паровые нагнетательные скважины

1. Физико-химические свойства мочевины.

Мочевина представляет из себя ромбические кристаллы. При температуре 150 0С разлагается на углекислый газ и аммиак. Хорошо растворим в воде: в 1 м3 воды растворяется 1000 кг мочевины (карбамида). Мочевина применяется как удобрение, а также в химической промышленности и является весьма распространенным реагентом, выпускаемым промышленностью миллионами тонн.

2 Технология закачки реагента.

Подготовительные работы:

1. Прекратить закачку в нагнетательную скважину.

2. Приготовить необходимое для закачки количество карбамида (30-40 тонн).

3. Вызвать на каждую скважину два агрегата ЦА-320 и смесительные агрегаты типа 2СМН-20. количество смесительных агрегатов зависит от количества закачиваемого карбамида.

4. Через верхние люки смесительного агрегата забункировать карбамид. В зависимости от объема закачки, карбамид бункируется в 1 или 2.3 и т.д. смесительных агрегата.

5. Расставить на скважину технику. Обвязать агрегаты ЦА-320 и смесительный агрегат с устьем нагнетательной скважины по схеме цементирования скважин и опрессовать линии на давлении в 2.5 раза превышающее пластовое.

3 Порядок проведения работ.

1. Одним агрегатом ЦА-320 подлить воду в смеситель, вторым агрегатом ЦА-320 - начать откачку воды с гранулами карбамида из корыта в скважину.

2. По мере освобождения бункера 2 СМН-20, установить второй бункер на место первого и т.д., пока не освободятся все бункеры.

3. Отключить агрегат ЦА-320 от скважины, подключить паропровод и начать закачку пара.

IV. Технико-экономическая часть

4.1 Технология разработки месторождения

Разработка пласта начата концессионером в 1935 году с III блока (скв.139). С тех пор из недр извлечено 750.252 т. т нефти, 1873.087 т. т воды и 2680,25 т. м3 жидкости в пластовых условиях. Извлекаемые запасы (1796 т. т) использованы на 41,8 %, текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,184.

В 2002 году по II пласту добыто нефти 46,548 т.т. С 1988 года отмечалось устойчивое падение отборов нефти, а в 1992 г. тенденция сменила знак - добыча начала расти. С 1996 года в залежи второго блока начато площадное нагнетание пара, соответственно происходит и определенный рост добычи нефти. Рост добычи в 2002 году обусловлен вводом новых нефтяных и нагнетательных скважин из обустройства после бурения и из освоения.

Главной особенностью является влияния тепловых методов на разработку второго пласта реагирование части скважин, вскрывших второй пласт, на закачку пара в нижележащий - третий - горизонт. Это происходит в силу особенностей геологического строения: перемычка, разделяющая эти пласты настолько маломощна (не более 3 м) и литологически не выдержана, что целесообразно говорить о едином скоплении нефти, с общим ВНК.

От применения ТМВП в 2002 г. получен прирост 20,832 т. т, в основном за счет увеличения эффективности закачки по II пласту II блоку.

Обводненность за год снизилась до 74,6 (77,8) %. Дебиты жидкости увеличился с 5,5 т/сут. (2001 г.) до 6,7 т/сут. за счет ввода новых скважин, соответственно увеличился дебит нефти и значения среднего дебита 1 скважины от 1,2 т/сут. до 1,7 т/сут.

Ввод первого блока УПГ в 96 г. обусловил и запуск 5 нагнетательных скважин во втором блоке, причем одну из них почти сразу же пришлось остановить (№ 753). По-прежнему существуют проблемы с добывающим фондом. В борьбе с песком перелома не произошло. Поэтому скважины II пласта имеют низкий коэффициент эксплуатации - 0,876. Снижение коэффициента эксплуатации в основном идет по скважинам второго блока (0,882), так как новые скважины третьего блока работают более стабильно.

II пласт - II блок. По залежи имеется 385,209 т. т остаточных извлекаемых запасов нефти. Разрабатывается с 12.02.51 г. (скв. № 358). С тех пор добыто 299,791 т. т нефти. Использовано 43,8 % извлекаемых запасов. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов составляет 5,93 %.

В 2002 году наблюдался небольшой рост темпов отбора нефти, что связано с вводом в эксплуатацию новой скважины № 755 (+ 2305 т) и увеличением отборов нефти в северной присводовой части залежи.

Этот объект (в присводовой части) еще в середине 80-х стал реагирующим на закачку пара в нижележащую залежь 3-2. Все приросты в добыче нефти по залежи до сих пор обусловлены, главным образом, отмеченным фактором. В 2002 году только по трем элементам (№№ 747, 777, 792) наблюдался рост реагирования по скважинам. Одним из решающих факторов недостаточной эффективности закачки пара по объекту является низкий межремонтный период (МРП) добывающего фонда. Мизерные отборы жидкости не способствуют осуществлению нормального баланса «закачка - отборы». Наблюдается снижение добычи нефти в сводовой части залежи в районе скв № 227, 774. Здесь необходимо в срочном порядке обустроить и ввести под закачку пара скв № 775. Нагнетательный фонд скважин составлял 8 скважин, из них в действующем фонде - 6 скважин.

Сведения о площадной закачке пара по II-II показаны в таблице № 17, данные по элементам II пласта II блока в таблице № 18, данные по году, среднегодовые данные и накопленные по нефтяным эксплуатационным скважинам в таблице № 19.

По-прежнему неустойчиво работает основной фонд скважин, расположенный в пределах теплового поля. По сути, данные скважины по-настоящему не освоены, по ним высока частота подземных ремонтов и весьма низкий межремонтный период. Меры, предпринимаемые НГДУ "Катанглинефтегаз" - увеличение числа бригад ПРС и, соответственно, числа самих ПРС, пока не привели к нормальному результату. Не улучшили ситуацию и мероприятия по спуску внутрискважинных фильтров лазерной нарезки. Необходим тщательный анализ причин. Анализ фракционного состава песка показывает, что основные фракции все же проходят через большие (0,7 мм) щели фильтра.

Эксплуатационный фонд составляет 39 скважин, в т.ч. действующих - 38, в бездействии - 1, в консервации - 3. Под нагнетанием находятся скважины №№ 720, 747, 777, 792 - всего закачано пара в нагнетательные скважины - 43,459 т.т.

4.2 Результаты паротепловых обработок на месторождении Катангли

В качестве примера, подтверждающего эффективность тепловых методов на месторождение Катангли, рассмотрим результаты тепловых обработок призабойных зон.

Паротепловые обработки призабойных зон добывающих скважин являются методом интенсификации отборов жидкости из пласта, и вместе с тем, могут применяться для регулирования продвижения по пласту тепловой волны и фронта вытеснения. В последнем случае увеличением отбора жидкости из скважины, обработанной «теплом», можно добиться ускорения перемещения фронта вытеснения к этой скважине, если она не реагирует на площадное нагнетание теплоносителя.

Поведение паротепловых обработок скважин обеспечивает снижение фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне и достижение перепадов давления, необходимых для нормального существования процесса. Вместе с тем, ПТОС ускоряет реакции скважин на закачку теплоносителя в нагнетательные скважины.

Все паротепловые обработки условно разделены на несколько групп по удельному расходу пара:

1. обработки, не давшие эффекта,

2. обработки малоэффективные, паронефтяной фактор на которых более 3 т/т,

3. эффективные тепловые обработки, паронефтяной фактор от 0.5 т/т до 3 т/т,

4. высокоэффективные ПТО, паронефтяной фактор 0.5 т/т.

Такой подход позволит более детально проанализировать паротепловые обработки.

В отчетном году на УПГ работало два парогенератора, на энергопоезде два котла, давление на выходе составляло от 2,8 МПа до 3,0МПа, температура 250 град. Среднесуточная закачка пара 2150-2200 тонн.

Все паротепловые обработки проводились по схеме: 5 дней на 5 мм штуцере, 5 дней на 8 мм и затем при наличии перепада давления и при хорошей приемистости, при отсутствии паропроявления за эксплуатационной колонной переводились на 10 мм штуцер. Период пропитки составлял в основном 10 дней, но по отдельным скважинам из-за отсутствия подъезда и большого избыточного давления срок пропитки продливался.

По скважинам II пласта II блока в 2002 году было проведено только две паротепловые обработки по скважинам № 722 и № 743. Всего в залежь II пласта II блока за 2002 год закачано 1444 т пара, в том числе: по скважине № 722 закачано пара - 246 тонн, по скважине № 743 -1196 т. Общий годовой эффект составил 459 тонн нефти.

По скважине № 722 паротепловая обработка проводилась с 7 декабря 2001 года на 5 и 8 мм штуцере. Давление до штуцера не превышало 2,9 МПа. Перепад давления на штуцере 8 мм 1,1 МПа, температура 215 0С. При проведении паротепловой обработки из-за отключения электроэнергии были остановки по скважине. Закачано пара 248 тонн. До начала обработки дебит нефти составлял 0,4 т/сут., дебит жидкости - 4.7 м3, а после - 0.8 т/сут. нефти и жидкости - 4.8 м3. Скважина введена в эксплуатацию 9 января 2002 года. Эффект от паротепловой обработки составил 100 тонн.

По скважине № 743 паротепловая обработка проводилась с 13 марта 2002 года на 5 и 8 мм штуцере. Всего закачано 1196 тонн пара. Давление до штуцера (8 мм) не превышало 3.2 МПа, после штуцера 2.2 МПа, температура до штуцера 220 0С после - 180 0С. Среднесуточная приемистость - 30 тонн. Введена в эксплуатацию с дебитом нефти 2.1 т/сут., дебитом жидкости - 6.3 м3. К концу года температура по скважине снизилась и составила 23 0С. Из-за отсутствия подъезда скважина не освоена, не было возможности подъехать с подземным ремонтом после пропитки.

Отчет о пароциклической обработке эксплуатационных скважин за 2002 год по II блоку приведен в таблице № 20. В таблице № 21 показаны результаты физико-химического исследования нефти, происшедшие изменения в нефти в результате паротепловых обработок по данному пласту.

По итогам проведения паротепловых обработок на месторождении Катангли необходимо учесть следующее:

по скважинам I пласта II блока, для полного охвата закачкой теплоносителем необходимо ввести в работу нагнетательные и эксплуатационные скважины в районе водонефтяного контакта; уменьшить простаивающий фонд скважин, увеличить отборы жидкости по действующему фонду;

предварительно по скважинам (особенно после неудачной ПТО) необходимо провести геолого-технические мероприятия по креплению призабойной зоны, увеличению межремонтного периода;

на скважинах, по которым раннее не отмечен эффект от ПТО и наблюдалось снижение дебита жидкости, провести мероприятия по увеличению проницаемости призабойной зоны;

подбирать скважины для проведения паротепловых обработок с эффективностью от предыдущих ПТО и малым числом обработок (не более трех - четырех раз);

учесть следующие факторы: частота образования песчаных пробок, с относительно низкой обводненностью, наличием подъезда (учитывать местоположение и период окончание обработки), техническим состоянием эксплуатационной колонны;

все паротепловые обработки по скважинам проводить с плавным запуском на 5 мм штуцере в течение первых пяти дней. В дальнейшем переходить на 8 мм, 10 мм штуцера. При отсутствии перепадов давления на устье скважины ограничить закачку пара на 8 мм штуцере;

рекомендовать кратковременные паротепловые обработки в объеме 600 - 700 т пара на одну обработку;

паротепловые обработки по новым скважинам и скважинам вводимых из консервации и бездействия проводить после их эксплуатации не менее трех месяцев;

регулярно вести контроль состояния скважин, наличием паропроявлений за эксплуатационной колонной, параметрами закачиваемого теплоносителя на устье скважин;

после ввода в эксплуатацию необходимо постоянно контролировать дебит жидкости, снижение температуры, процент обводненности по скважине.

Для постоянного контролирования за продвижением паровой оторочки увеличением температуры и давления пласта необходимо ежемесячно проводить гидродинамические исследования по скважинам.

Начиная с 1966 года на месторождение Катангли практически весь нефтяной фонд охвачен паротепловыми обработками. По отдельным скважинам проведено до 4-5 паротепловых обработок. В процессе ПТО на 81 скважине было паропроявление как межколонное так и за эксплуатационной колонной. От ПТО прорыв пара произошел по 6 скважинам. Ряд паронагнетательных скважин переведен под нагнетание воды с целью продвижения паровой оторочки. С вводом водонагнетательных скважин в элементах произошло увеличение обводненности по нефтяному фонду. В апреле 2000 года начата закачка теплоносителя пара в залежь первого пласта третьего блока, введены новые элементы. Эксплуатационный паро-водонагнетательный фонд увеличен. На месторождение Катангли происходит рост устьевых температур до 40-650С. Скважины работают с избыточным давлением.

Учитывая вышеперечисленное можно порекомендовать снизить в 2003 году количество проводимых ПТО в месяц.

Контроль за нагнетанием. При площадном вытеснении нефти из пластов паром в сочетании с заводнением необходимо вести постоянный контроль за нагнетанием рабочих агентов в пласты, так и за отборами вытесняемой пластовой жидкости. Необходим также контроль за распределением тепловых потоков в пласте по мощности и по площади. Контроль и регулирование за нагнетанием рабочих агентов выражается в обеспечении учета суточного и суммарного расхода пара и холодной воды, и поддержании этих параметров в заданных проектом размерах.

Необходимо вести контроль за параметрами нагнетания: температурой и давлением закачки рабочих агентов. Замер осуществляется ежесуточно непосредственно на устье нагнетательных скважин. Контроль за суточными отборами нефти и воды по эксплуатационным скважинам осуществляется не реже 2-3 раз в неделю.

Кроме того, проводятся замеры на содержание песка и механических примесей в добываемой продукции и его фракционного состава. Замеры дебита жидкости по скважинам проводятся в комплексе с замерами температуры на устье добывающих скважин.

При подземных ремонтах, связанных с подъемом глубинного оборудования, в обязательном порядке осуществляется замер температуры на забое скважины и ремонтные уровни. При необходимости проводится снятие термопрофиля. Замеры температуры жидкости, пластовой температуры по эксплуатационным добывающим скважинам и наблюдательным дает возможность контролировать охват теплового воздействия по площади.

Контроль за тепловым охватом по толщине пласта проводится по специальному плану для проведения глубинных исследований. Этот план включает снятие профилей приемистости и термопрофилей.

Внедрение эксцентричных планшайб позволяет проводить глубинные исследования (снятие профилей притока) по эксплуатационным добывающим скважинам для уточнения охвата тепловым воздействием по мощности и для решения задач, связанных с разработкой месторождения.

Текущее состояние разработки II пласта II блока. По мере разбуривания залежи происходил рост добычи нефти, достигнув своего максимального значения в 1954 году (21 тыс. т). В дальнейшем, при стабильном количестве нефтяных скважин (28-29) добыч нефти падает и началось увеличение обводнения скважин. Начиная с 1974 года, несмотря на увеличение действующего фонда скважин (43 скважины), добыча нефти снижается. С 1986 года по залежи стали проводить паротепловые обработки и, как результат, - увеличение добычи нефти в 1986 году почти в 2 раза, по сравнению с 1985 годом за счет прогрева с нижележащего III пласта.

Технологические показатели разработки II пласта II блока представлены в таблице № 22. Ниже приведены графики разработки на рисунках 19, 20.