МетодическОе обоснованиЕ выработки залежей нефти в неоднородных сильнорасчлененных пластах



страница6/8
Дата26.10.2016
Размер1.58 Mb.
ТипДиссертация
1   2   3   4   5   6   7   8

- противоречивые значения параметров. Например, по итогам интерпретации КВД получены следующие коэффициенты: гидропроводность
ɛ = 124,64 Д×см/сПз; проницаемость к = 0,02 мкм
2; пьезопроводность
χ
= 1143,58 см2/с; продуктивность Кпрод = 1,03 м3/сут/атм. Вычисляемая мощность продуктивного пласта h = ɛµ/k = 82,26 м при µ = 1,32сПз. В то же время перфорированная мощность пласта не превышает 15 м;

- высокие отрицательные значения скин-фактора;

- непредсказуемые изменения скин-фактора и гидропроводности после выполнения ГТМ.

В качестве примера в таблице 3.1 представлены результаты интерпретации КПД нагнетательной скважины № 6380, снятых в разное время. Согласно этим данным, гидропроводность пласта менялась в разы в течение года, что в предположении слабого изменения проницаемости пласта в отдаленной зоне и постоянства его мощности могло бы происходить только при резком изменении вязкости флюида в порах в результате процессов вытеснения. Однако большая амплитуда изменения гидропроводности и разнонаправленность этих изменений делают данный вариант маловероятным 38.
Таблица 3.1  Расчетная гидропроводность пласта скважины № 6380

Дата

Гидропроводность пласта, м3/(Па×с)

Скин-фактор

21 мая 1996 г.

125,0

3,10

12 июля 1997 г.

49,7

 3,70

11 июня 1998 г.

800,7

17,40

17 мая 1999 г.

31,8

 2,43


Часто отмечают, что заниженное значение проводимости в удаленной зоне сопровождается неоправданно большим отрицательным значением скин-фактора, и, наоборот, аномально большие значения гидропроводности сопро-
вождаются большими положительными значениями скин-факторов. Очевидно, что при наличии таких ошибок в определении гидродинамических параметров вычисленное значение скина уже не является надежным показателем состояния призабойной зоны и не может быть использовано при планировании ГТМ.


Было сделано предположение, что возможной причиной существующих погрешностей является применение графоаналитических методов, компьютерные версии которых заложены в большинство коммерческих пакетов для интерпретации ГДИС. Известно, что на точность графоаналитических методов сильно влияют такие факторы, как «недовосстановленность» кривой давления, приток в затрубное пространство скважины, нестационарность режима работы скважины. В частности, в результате неучета притока может быть значительно занижена проницаемость т.к. пологие участки кривых, которые могут быть ошибочно приняты за искомую асимптоту, имеют всегда большой наклон и лежат ниже нее [37].

Большинство существующих графоаналитических методик разработано несколько десятилетий назад и основано на применении точных или приближенных аналитических решений задач о притоке жидкости в скважину. При этом предполагается, что до остановки скважина работала в стационарном режиме, пласт однороден на всей протяженности от скважины до бесконечности, фильтрация жидкости в пласте строго радиальна и т.д. При этом считается, что модель адекватно описывает эксперимент, если на определенном отрезке времени (как правило, составляющем небольшую часть от общего времени регистрации КВД) фактическая КВД совпадает с модельной кривой. Хотя здравый смысл подсказывает, что даже полное (в течение всего времени наблюдения) совпадение модельных и фактических кривых еще не гарантирует правильности модели.

Для анализа области применимости графоаналитических методов была разработана программа интерпретации ГДИС на основе использования методов регуляризации [39] и численного моделирования процессов фильтрации в пласте. Особенностью данной программы является возможность проведения многовариантных расчетов, что позволяет анализировать чувствительность модели к изменению тех или иных параметров.

Многочисленные результаты численных экспериментов показали следующее:

1. Интерпретация ГДИС на основе методов регуляризации менее чувствительна к негативному влиянию «недовосстановленности» кривых. Выражение этого преимущества в денежном эквиваленте может достигать существенных значений, так как позволяет сократить время простоя скважины;

2. За исключением некоторых частных случаев графоаналитические методы не применимы, если до остановки скважина работала в нестационарном режиме. Для численного моделирования это ограничение менее существенно. Однако оно не может быть снято полностью, так как для точного расчета распределения давления в пласте необходимо не только точное знание дебитов исследуемой скважины за длительный период времени, но и учет режимов работы всех окружающих скважин;

3. Применение численного моделирования не снимает проблему неоднозначности при интерпретации ГДИС. Напротив, проведенные эксперименты показали, что решение обратной задачи интерпретации реальных (имеющих погрешности измерений) данных КВД не является единственным. Многочисленные расчеты по численной модели показали, что изменение практически любого параметра задачи может быть скомпенсировано соответствующим изменением других (принцип эквивалентности) при сохранении практически одинаковых значений невязок. Из этого следует, что все преимущество численного моделирования сводится в данном случае к тому, что за счет построения нескольких вариантов модели пласта можно давать не точечные, а интервальные оценки основных исследуемых параметров.

Приемлемая точность определения гидродинамических параметров на основе применения графоаналитических методов интерпретации ГДИС может быть получена только в условиях тщательно поставленного эксперимента при соблюдении всех ограничений по стационарности режимов работы исследуемой и окружающих скважин, по времени регистрации кривой, по притоку в скважину и др. и использованию забойных манометров, то есть в редких случаях.

Использование численного моделирования снимает часть ограничений графоаналитических методов. Однако оно не снимает проблему неоднозначно­сти при интерпретации ГДИС, так как решение обратной задачи не является единственным. При этом множество эквивалентных моделей, с одинаковой точностью описывающих фактические КВД, может быть использовано для получения интервальных оценок фильтрационно-емкостных свойств пласта. Более перспективным является использование принципа эквивалентности в рамках предлагаемой авторами инновационной методики интерпретации
«4
D-ГДИС». Сущность данной методики заключается в совместной интерпретации многократных ГДИС по группе близко расположенных скважин с целью создания непротиворечивой модели пластовой системы, то есть зависимость гидропроводности (ɛ) пласта от координат скважины (х, у) должна быть согласована с изменением фациального строения пласта, а зависимость ɛ от t с динамикой изменения обводненности и соотношением фазовых проницаемостей нефти и воды [40, 41].

В настоящее время результаты интерпретации исследований соседних скважин никак не согласованы между собой ни в пространстве, ни во времени, что хорошо видно на рисунке 3.10 на котором гидропроводности соседних скважин отличаются в десятки раз.



Рисунок 3.10 – Карта гидропроводности по данным ГДИС
Выводы по главе 3

Предложена методика, позволяющая более точно определять величины абсолютной проницаемости и остаточной водонасыщенности. Привлечение структурного коэффициента в качестве дополнительного параметра наряду с коэффициентом пористости существенно повышает тесноту связей между ФЕС. Выявлено, что изменение структурного коэффициента связано со сменой фациальных обстановок осадконакопления.

Использование разработанной итерационной методики геолого-гидродинамического моделирования позволяет строить высококачественные гидродинамические модели для решения задач управления разработкой нефтяных месторождений на основе комплексной обработки геолого-геофизических, геолого-петрофизических и геолого-промысловых данных. Составлена программа бурения восьми боковых стволов с суммарным дополнительным дебитом нефти 235 т/сут.

4. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ С УЧЕТОМ ПЛОТНОСТИ

ТЕКУЩИХ ПОДВИЖНЫХ ЗАПАСОВ, ФИЛЬТРАЦИОННЫХ

И ФАЦИАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ПРОДУКТИВНОГО

ПЛАСТА
4.1. Обоснование выбора метода воздействия на зону дренирования скважины по результатам индикаторных исследований


Индикаторный способ является одним из наиболее эффективных методов качественного и количественного изучения межскважинного пространства. Индикаторный способ применяется для контроля эффективности регулирования заводнения и базируется на использовании данных перемещения меченых жидкостей с закачиваемой в пласт водой 42  45.

Применение индикаторных (трассерных) исследований позволяет многократно увеличить информативность промысловых данных о разработке исследуемых объектов и тем самым значительно повысить эффективность принимаемых решений по воздействию на пласт. В соответствии с этим актуальной является оценка влияния фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов на процесс разработки объекта ЮВ1 Повховского месторождения на основе трассерных исследований. Для этого необходимо решить следующие задачи:

- определение направления и скорости перемещения пластовых флюидов;

- вычисление объема каналов низкого фильтрационного сопротивления (НФС);

- определение проницаемости каналов НФС по воде;

- выявление влияния каналов НФС на процесс заводнения;

- определение гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами;

- изучение параметров заводнения поровых коллекторов и оценка эффективности этого процесса 46.

Повховское месторождение многопластовое, промышленная нефтеносность связана в основном с пластом ЮВ11 васюганской свиты.

Пласт ЮВ11 залегает в верхней части васюганской свиты. В пласте ЮВ11 выявлено 13 залежей нефти. Семь залежей пластово-сводовые, две залежи литологически экранированного типа, одна залежь тектонически экранированная. Покрышкой залежи служат аргиллиты георгиевской свиты.

Пласт ЮВ1 Повховского месторождения, так же как и большинство объектов разработки региона, достаточно выдержан по простиранию, а в зонах, относящихся к основным линиям сноса осадочного материала, обычно отмечается повышенная проницаемость. По данным ГИС, проницаемость изменяется от 0,31 до 175,0×10-3 мкм2, пористость  от 12,2 % до 20,3 %, нефтенасыщенность  от 30,6 % до 87,2 %. Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта ЮВ1 приведена в таблице 4.1.
Таблица 4.1  Геолого-физические характеристики продуктивного пласта ЮВ1

Повховского месторождения



Параметры

Значения

Средняя глубина залегания кровли, м

2812…2947

Тип залежи

литологически экранированная

Тип коллектора

терригенный поровый

Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2

285248

Средняя общая толщина, м

12,8…29,2

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

0,9…6,9

Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м

0…6,5

Пористость, %

16

Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.

0,51

Проницаемость, мД

25

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,343

Расчлененность, ед.

3,3

Начальная пластовая температура, °С

96

Начальное пластовое давление, МПа

28,9

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас

0,71

Абсолютная отметка ВНК, м

минус 2833…минус 2959


В пределах площади нефтеносности пласт ЮВ1 представлен тремя типами разреза:

  • монолитный на всю общую толщину пласта (фация барьерных островов);

  • тонкослоистый разрез верхней части пласта (фации разрывных течений) и монолитный в нижней;

  • регрессивный тип разреза.

Таким образом, продуктивные пласты объекта ЮВ1 Повховского месторождения по типу геологического строения относятся к категории сложных, характеризующихся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, наличием зон литологического замещения пород-коллекторов плотными породами.

Разработка объекта ЮВ1 ведется с 1986 года. Освоение системы поддержания пластового давления (ППД) началось на большей части площадей высокопродуктивных участков в 1989 г. Освоение системы нагнетания способствовало увеличению дебитов жидкости. Максимальный отбор нефти совпал с максимальным отбором жидкости и был достигнут в 1994 г.

Следует отметить, что наряду с увеличением дебитов жидкости отмечалось и резкое обводнение объекта в целом. Освоение системы ППД на наиболее продуктивных участках позволило выйти на максимальные уровни добычи нефти и жидкости, но увеличение обводненности продукции и сокращение действующего фонда скважин не позволили удержать добычу на максимальном уровне.

Таким образом, сложное строение проницаемой части привело к преждевременному обводнению скважин по высокопроницаемым прослоям и невыработанности значительной части запасов. Динамика основных показателей разработки объекта ЮВ1 приведена на рисунке 4.1.



Рисунок 4.1  Динамика добычи нефти, жидкости, обводненности

и закачки воды. Объект ЮВ1 Повховского месторождения
С целью оценки эффективности процесса вытеснения и контроля за состоянием разработки западной залежи объекта ЮВ1 Повховского месторождения были проведены комплексные трассерные исследования.

Для оценки влияния нагнетательных скважин на добывающие с определением направления и скорости прохождения флюидов, а также определения объема каналов фильтрации на объекте ЮВ1 Повховского месторождения был выбран участок в районе нагнетательных скважин 7313, 7321, 7319, 7369, 7335 (западная залежь) (рисунок 4.2). При этом для отбора проб на данном участке были определены 32 реагирующие скважины.

Трассерные исследования проведены на участке пласта ЮВ1 Повховского месторождения в период 0710.2009 г. Одновременно было закачано пять различных индикаторов. Для исследования были выбраны следующие индикаторы:


  • родамин G, флюоресцеин натрия – красители, дающие характерную полихроматическую светлую флюоресценцию;

  • роданистый аммоний  в статических условиях практически не задерживается терригенными и карбонатными породами;

  • нитрат натрия – соль азотной кислоты. Кристаллическое бесцветное неорганическое вещество, биологически безопасное;

  • тринатрийфосфат – представлен в виде ортофосфат-аниона в (Н2PO4)-, (HPO4)2-, (PO4)3-.- Данные исследований на моделях свидетельствуют об отсутствии их адсорбции песчаником.

На поверхности различными водорастворимыми индикаторами метились порции воды, которые вводились через нагнетательные скважины и затем оттеснялись к добывающим скважинам нагнетаемой в пласт водой. Наличие индикатора в извлекаемой из пласта жидкости определялось путем регулярного отбора и анализа проб в лабораторных условиях. Для этого использовалась серийно выпускаемая аналитическая аппаратура (фотоколориметр КФК-2МП, флуориметры Квант-9 и Флюорат-2М, хроматографический комплекс HP и др.).

Параметры продвижения трассера по пласту рассчитывались на основе базовой методики СевКавНИПИнефть, которая была модифицирована для условий Широтного Приобья ОАО «СК «Черногорнефтеотдача» в пакете прикладных программ «Трассер-RS».

Комплекс индикаторных исследований позволяет определить объемы каналов низкого фильтрационного сопротивления, их проницаемость, направленность и скорость фильтрации закачиваемой по каналам НФС воды.

В результате расчетов по определению параметров продвижения индикаторов по пласту были построены:



  • розы-диаграммы приведенных скоростей перемещения индикаторов по пласту от нагнетательных скважин по направлениям к добывающим скважинам;

  • поля абсолютных скоростей продвижения индикаторов по пласту от нагнетательных скважин к добывающим скважинам;

  • диаграммы распределения объемов каналов низкого фильтрационного сопротивления от нагнетательных скважин по направлениям к добывающим скважинам;

  • диаграммы распределения проницаемости по воде каналов НФС.

Анализ результатов индикаторных исследований показал, что поступление трассера к добывающим скважинам происходит неравномерно (пики подъема концентрации трассера от одного до десяти). Этот факт свидетельствует о том, что трассирующий агент продвигается не по одному, а по нескольким каналам НФС, которые отличаются протяженностью, объемом и проницаемостью. Чем больше

экстремумов концентрации трассера, тем больше задействовано каналов НФС, по которым продвигается вода.

Количество каналов по всем нагнетательным скважинам варьируется от 9 до 50. Суммарный объем каналов по участку исследования изменяется от 554 до 7645 м3. В среднем по всем скважинам участка объем каналов составляет 3417 м3, а общий объем оценивается в 17087 м3 (таблица 4.2).
Таблица 4.2  Обобщенные результаты проведенных трассерных исследований.

Объект ЮВ1 Повховского месторождения




Место-

рождение


Нагнета-тельная скважина

Коли-

чество каналов



Общий

объем каналов

от нагнета-тельной скважины,

м3



Интервал скоростей передвижения основной массы индикатора

по пласту,

м/ч


Средняя скорость передви-жения индика-тора,

м/ч


Средняя проница-

емость


каналов, мкм2

Добывающие скважины с наибольшим негативным влиянием от нагнетатель-ных скважин

Повхов-

ское


7313

50

7646

20…50

9,3

11,73

7077, 7096, 7097, 7102




7319

32

4798

20…50

39,0

40,69

7102, 7116, 7318




7321

20

3141

5…20

11,5

25,70

81Р, 7102, 7107




7335

16

554

10…20

6,4

11,53

7145, 7159




7369

9

948

до 5

2,1

9,89

7128, 7145

Минимум

Максимум


Среднее

Всего


9

554

5…50

2,1

9,89




50

7646

39,0

40,69




25

3417

13,7

19,89




127

17087









Розы-диаграммы приведенных скоростей перемещения индикаторов по пласту от нагнетательных скважин представлены на рисунке 4.2. Распределение объемов каналов низкого фильтрационного сопротивления от нагнетательных скважин по направлениям к добывающим скважинам показано на рисунке 4.3.

Основная масса индикатора продвигается по исследуемому пласту со скоростью 10…50 м/ч. Такая дифференциация скоростей свидетельствует о фильтрационной неоднородности выявленных каналов. Осредненные скорости движения индикатора в пласте изменяются от 2,1 до 39,0 м/ч. Средняя по всем иссле­дуемым участкам скорость перемещения индикатора  13,7 м/ч.

Рисунок 4.2  Роза-диаграмма приведенных скоростей перемещения

индикатора от скважин 7313, 7319, 7321, 7335, 7369

Повховского месторождения


а) от скважины 7313



б) от скважины 7319



в) от скважины 7321



г) от скважины 7335



д) от скважины 7369

Рисунок 4.3  Распределение объемов каналов НФС к добывающим

скважинам от скважин 7313, 7319, 7321, 7335, 7369

Повховского месторождения

Проницаемость каналов варьируется от 9,89 до 40,69 мкм2. В среднем проницаемость составляет 19,89 мкм2, что на порядок выше проницаемости коллекторов изучаемого пласта.

Индикаторные исследования, проведенные на участке пласта ЮВ1, показали, что преимущественное распространение закачиваемой воды происходит в следующих направлениях:

- в северной части участка  в южном направлении;

- в центральной части участка  преимущественное распространение индикатора происходит в западном и юго-западном направлениях;

- в южной части участка  в северо-западном направлении.

Таким образом, во всех исследуемых нагнетательных скважинах обнаружена развитая сеть каналов фильтрации. Эти данные свидетельствуют о наличии в пласте разветвленной сети высокопроницаемых каналов фильтрации, которые существенно влияют на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечения.

В процессе проведения трассерных исследований установлена неравномерность в количестве и характере поступления индикатора в добывающие скважины. Это свидетельствует о том, что при искусственном заводнении в процессе трансформации порового типа коллектора в трещиновато-поровый может нарушаться условие сплошного фронта вытеснения флюида в пласте ЮВ1. Вытеснение может происходить разновременно и разнонаправленно как по трещинам, так и по поровой матрице породы. Результаты трассерных исследований показали присутствие техногенной трещиноватости в пласте ЮВ1. Анализ результатов позволил определить добывающие скважины участка с наибольшим негативным влиянием от закачки нагнетательных скважин.

С целью оценки состояния разработки западной залежи объекта ЮВ1 Повховского месторождения был проведен комплексный анализ следующих параметров: массы извлеченного индикатора, скорости продвижения индикатора.

Были построены графики распределения по массе и скорости прихода индикаторов исследуемых добывающих скважин на участках нагнетательных скважин (рисунки 4.4  4.7). На основании анализа распределения данных параметров на участке проведения трассерных исследований можно выделить четыре различные по характеру зоны фронта вытеснения.



Первая зона (район нагнетательной скважины 7369)  наблюдается равномерное вытеснение (объем каналов и скорость перемещения индикатора не-высоки, масса переносимого индикатора находится в прямой пропорции к его скорости продвижения по объекту ЮВ1) (рисунок 4.4). При этом перемещение индикатора происходит со скоростью до 5 м/ч. Таким образом, в этой зоне
выполняется условие сплошного фронта вытеснения, и, следовательно, разработка объекта здесь наиболее эффективна.

Рисунок 4.4  Распределение массы и скорости прихода индикатора

от скважины 7369


Вторая зона (район нагнетательной скважины 7321)  наблюдается относительно равномерное вытеснение (объем каналов и скорость перемещения индикатора невысоки, масса переносимого индикатора находится в прямой пропорции к его скорости продвижения по объекту ЮВ1) (рисунок 4.5). Преимущественное перемещение индикатора (61 % массы) происходит со скоростью 5…20 м/ч (40 % исследуемых скважин).

Соотношение масс извлеченного из исследуемых скважин индикатора в зависимости от скорости его продвижения позволило выделить четыре интервала скоростей продвижения индикатора, причем увеличение скорости продвижения индикатора до 20…50 м/ч соответствует небольшой массе извлеченного при этом индикатора.




Скорость, м/ч

0…5

5…10

10…20

20…50

Количество скв., %

40

20

20

20

Масса извлеченного индикатора, %

22

27

34

17

Таким образом, в районе скважины 7321 условие сплошности фронта вытеснения в целом соблюдается, но непропорциональное соотношение изменений параметров, по-видимому, свидетельствует о начале процесса техногенного трещинообразования.



Рисунок 4.5  Распределение массы и скорости прихода индикатора

от скважины 7321
Третья зона (район нагнетательной скважины 7335, рисунок 4.6). Здесь объем каналов и скорость перемещения индикатора достаточно весомы, а масса переносимого индикатора находится в прямой пропорции к скорости его продвижения по объекту ЮВ1. Соотношение масс извлеченного из исследуемых скважин индикатора в зависимости от скорости его продвижения позволило выделить три различных интервала скоростей продвижения индикатора.


Скорость, м/ч

0…5

5…10

10…20

Количество скв., %

25

50

25

Масса извлеченного индикатора, %

28

30

42


Рисунок 4.6  Распределение массы и скорости прихода индикатора

от скважины 7335
При этом преимущественное перемещение индикатора (42 % массы) происходит со скоростью 10…20 м/ч (25 % исследуемых скважин).

Таким образом, на данном участке нет прямой зависимости массы переносимого индикатора скорости от его продвижения по объекту (условие сплошности фронта вытеснения неполностью соблюдается). Это свидетельствует об образовании зон техногенной трещиноватости (рисунок 4.6).



Четвертая зона (район нагнетательных скважин 7313 и 7319)  наблюдается неравномерное вытеснение (дифференциация объемов каналов и скоростей перемещения индикатора достаточно велика) (рисунок 4.7).

Соотношение масс извлеченного из исследуемых скважин индикатора (район нагнетательной скважины 7313) в зависимости от скорости его продвижения позволило выделить четыре интервала скоростей продвижения индикатора.




Скорость, м/ч

0…5

5…10

10…20

20…50

Количество скв., %

64

9

9

18

Масса извлеченного индикатора, %

26

7

16

51

При этом преимущественное перемещение индикатора (51 % массы) происходит со скоростью 20…50 м/ч (18 % исследуемых скважин).

Соотношение масс извлеченного из исследуемых скважин индикатора (район нагнетательной скважины 7319) в зависимости от скорости его продвижения позволило выделить три интервала скоростей продвижения индикатора (рисунок 4.7).


Скорость, м/ч

0…5

10…20

20…50

Количество скв., %

50

17

33

Масса извлеченного индикатора, %

10

20

70

При этом преимущественное перемещение индикатора (70 % массы) происходит со скоростью 20…50 м/ч (33 % исследуемых скважин).

Таким образом, на участке нагнетательных скважин 7313 и 7319 в интервале высоких скоростей происходит основной массоперенос индикатора, что свидетельствует о наличии развитой техногенной трещиноватости.

Таким образом, проведенные индикаторные исследования позволяют значительно увеличить информативность промысловых данных о разработке исследуемого объекта ЮВ1 и тем самым повысить надёжность принимаемых решений по воздействию на пласт методами увеличения нефтеотдачи (МУН), ремонтно-изоляционными работами и интенсификацией притока нефти.



а) от скважины 7313



а) от скважины 7319

Рисунок 4.7  Распределение массы и скорости прихода индикатора

На основе анализа разработки с учетом трассерных исследований можно предложить различные эффективные технологии и объемы применения по повышению нефтеотдачи пластов, которые могут существенно повысить нефтеотдачу пласта и интенсифицировать процесс его разработки:



  1. с целью повышения эффективности выработки запасов на участках с непроизводительной закачкой нагнетаемой в пласт воды, характеризующихся наличием большого количества промытых каналов фильтрации и высокими скоростями передвижения по ним закачиваемых флюидов, рекомендуется применение методов увеличения нефтеотдачи – циклическое заводнение, методы перемены фильтрационных потоков, физико-химические методы, термозаводнение, применение загустителей нагнетаемой воды с целью снижения вязкостной дифференциации;

  2. на участках проведения трассерных исследований Повховского месторождения предлагаются следующие мероприятия по МУН:

  • рекомендуется проведение физико-химического воздействия (ФХВ) по регулированию профиля приемистости в нагнетательных скважинах 7313, 7319 и 7335 с использованием технологии сшитых полимерных составов (СПС) и объемом закачки 500…1000 м3;

  • в добывающих скважинах 7096, 7107, 7168 рекомендуется проведение ГИС на источник обводнения и по результатам ГИС проведение РИР;

  • в добывающих скважинах 7167, 7098, 7109, 7116, 7167 возможны работы по интенсификации добычи нефти.


Каталог: Documents -> Dulkarnaev
Documents -> Информация относительно прав пожилых людей
Documents -> Кемеровской области гбук кемеровская областная научная библиотека им. В. Д. Федорова
Documents -> Кабинет Министров Украины Министерство социальной политики Украины Государственная служба по вопросам инвалидов и ветеранов Украины национальный доклад
Documents -> Дополнительное оборудование
Documents -> П\п Наименование дисциплины (модуля), практик в соответствии с учебным планом
Documents -> Ключи многократной установки для корпоративных лицензий
Dulkarnaev -> МетодическОе обоснованиЕ выработки залежей нефти в неоднородных сильнорасчлененных пластах


Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2019
обратиться к администрации

войти | регистрация
    Главная страница


загрузить материал