3.2 Результаты проведения обработок скважин композицией “Галка”
Физико-химическая сущность процесса создания барьеров для фильтрации воды в продуктивном пласте заключается в том, что под действием температуры продуктивного пласта (700 С и выше) происходит химическое превращение компонентов с образованием геля гидрата окиси алюминия. Образующийся гель препятствует фильтрации воды в водонасыщенной части продуктивного пласта и приводит к перераспределению фильтрафионных потоков, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин. Дополнительным положительным эффектом является то, что образующийся диоксид углерода повышает подвижность нефти в пористой среде.
В 1999 г. согласно критериям приёмистости было принято решение об обработке составом “Галка” скважин работающих на Юрские отложения Асомкинской группы месторождений НГДУ ”Юганскнефть”, характеризуются высокой начальной пластовой температурой, а также слоистой и зональной неоднородностью при сравнительно невысоких средних показателях проницаемости.
Данная композиция применена на 3-х скважинах Средне-Асомкинской площади и одной Асомкинской площади в 1997-98 гг. За счет применения композиции дополнительно добыто более 30 тыс. тонн нефти по участку воздействия на Средне-Асомкинской площади и более 10 тыс. тонн нефти по очагу скважина № 502 Асомкинской площади.
Высокую эффективность применения композиции “Галка” показали исследования, проведенные лабораторией промысловых исследований ОАО ”Юганкснефтегаз” по скважине № 1774 до и после воздействия. До воздействия (10.1997) основное количество индикатора обнаружено непосредственно в первом и во втором ряду реагирующих скважин, а также на западе, севере и северо-востоке в 3-4 рядах реагирующих скважин.
После воздействия (02.1998) индикатор обнаружен также в южном и юго-восточном направлении. Помимо этого заметно увеличилась площадь воздействия скважины №1774, т.е. произошло увеличение охвата пласта заводнения не только по разрезу, но и по площади залежи.
Таблица 9. Динамика добычи жидкости, нефти и обводнённости по очагу скв. № 502
Дата:месяц, год |
Добыча жидкости, т/мес |
Добыча нефти (факт) т/мес |
Обводнённость (факт),% |
|
Август 1997г. |
3700 |
2800 |
28 |
|
Сентябрь 1997г. |
4500 |
1500 |
65 |
|
Октябрь 1997г. |
4800 |
1510 |
68 |
|
Ноябрь 1997г. |
4920 |
1540 |
66 |
|
Декабрь 1997г. |
5185 |
1000 |
78 |
|
Январь 1998г. |
5940 |
1110 |
64 |
|
Февраль 1998г. |
4027 |
1400 |
68 |
|
Март 1998г. |
5000 |
1450 |
72 |
|
Апрель 1998г. |
3710 |
560 |
84 |
|
Май 1998г. |
5110 |
590 |
87 |
|
Июнь 1998г. |
4000 |
630 |
80 |
|
Июль 1998г. |
4500 |
2185 |
48 |
|
Август 1998г. |
4760 |
2900 |
35 |
|
Сентябрь 1998г. |
4000 |
2300 |
38 |
|
Октябрь 1998г. |
2500 |
1800 |
29 |
|
Ноябрь 1998г. |
4580 |
2500 |
40 |
|
Декабрь 1998г. |
5550 |
2610 |
52 |
|
Январь 1999г. |
5100 |
2220 |
56 |
|
Февраль 1999г. |
3200 |
780 |
76 |
|
Март 1999г. |
3189 |
729 |
80 |
|
Апрель 1999г. |
3200 |
780 |
74 |
Рис. 2. Динамика добычи жидкости, нефти и обводненности по очагу скв. № 502. Пласт ЮС1, Асомкинской площади
На Асомкинской площади композицией “Галка” в июне 1998 года осуществлена обработка скважины № 502. Участок воздействия находится в водонефтяной зоне. Динамика обводнения по окружающим реагирующим скважинам показывает, что обводнение произошло после введения закачки, что говорит о прорывном характере обводнения со стороны нагнетательной скважины № 502.
На рисунке представлена динамика нефти, и обводнённости по участку воздействия. Из рисунка видно, что после закачки через месяц произошло снижение обводнённости с 80 % до 40 %., при этом дебит нефти увеличился в три раза при стабилизации добычи жидкости. Продолжительность эффекта составила 8 месяцев, всего по очагу добыто 10 тыс. тонн.
Более детальный анализ реакции добывающих скважин, на очагах воздействия композицией “Галка” на опытном участке Средне-Асомкинской площади позволил выявить характер реакции окружающих добывающих скважин в зависимости от их уровня обводненности. На воздействие прежде всего положительно, т.е. со снижением обводненности и приростом дебита нефти отреагировали высокообводненные (более 85 %) скважины. Положительная реакция отмечается также в скважинах с низкой и стабильной обводненностью (ниже 40 %) в базовом периоде. При этом технологический эффект получен за счет увеличения темпов отбора жидкости, скважины с промежуточной обводненностью (40-80 %), в особенности, если на них имел место рост обводненности до воздействия (в базовом периоде), реагируют отрицательно. Этим выявленные особенности являются важными для выбора участков и скважин для воздействия в будущем.
- 1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- 1.1 Стратиграфия и тектоника
- 1.2 Литолого-физическая характеристика коллектора
- 1.3 Физико-химические свойства нефти, пластовых вод, газа
- 2.АНАЛИЗ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО МАТЕРИАЛА
- 2.1 Запасы нефти и газа
- 2.2 Характеристика фонда скважин
- 2.3 Характеристика закачки воды
- 2.4 Технологическая схема разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения (СибНИИНП, 1990 г.)
- 3. ПРЕДЛАГАЕМЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ
- 3.1 Предлагаемые решения по увеличению коэффициента извлечения нефти на Средне -Асомкинском месторождении
- 3.2 Результаты проведения обработок скважин композицией “Галка”
- 3.3 Расчет количества закачки самогелеобразующей композиции “Галка” в скважину № 502 Асомкинской площади
- Раздел 3. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.
- Разработка месторождений нефти и газа
- 7.4. Измерение, регистрация и анализ показателей разработки месторождения
- 2.1 Общие сведения о месторождении.
- Основные принципы геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и газонефтяных месторождений
- Проектирование систем разработки нефтяных месторождений
- VII. Требования к разработке месторождений нефти и газа
- Сущность коэффициентов извлечения нефти (нефтеотдача)
- 20. Разработка нефтяных месторождений при заводнении.
- 6.10.8 Извлечение нефти