Совершенствование методики проектирования технологического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта для повышения эффективности нефтеизвлечения

• Автор: Чепик, Сергей Константинович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2009
• Место защиты: Бугульма
• Количество страниц: 113 с. : ил.

Введение. Анализ и обобщение теоретического и промыслового материала по повышению эффективности нефтеизвлечения за счет проведения геологотехничсских мероприятий в области закашивания скважин, МУН, ОПЗ и ВИР. Анализ и обобщение процедур проектирования технологических Процессов МУН, ОПЗ и ВИР, нашедших практическую реализацию на нефтяных месторождениях ОАО Татнефть. Характеристика влияния конструкции скважины на эффективность гидродинамического сообщения с продуктивным пластом. Классификация причин потерь давления на преодоление фильтрационных сопротивлений и порядок оценки эффективности гидродинамической связи продуктивного пласта и скважины. Оценка эффективности гидродинамической связи продуктивного пласта с зоной скинэффекта и обсаженной скважины. Уточнение решения задачи о притоке пластовой жидкости к скважине с учетом влияния дополнительных фильтрационных сопротивлений эксплуатационного забоя скважины. Определение влияния состояния эксплуатационного забоя скважины на сс дебит. Анализ результатов перфорационных работ при стимуляции скважин в ОАО Татнефть.


Наблюдается парадокс при необходимости изоляции только части пласта по разрезу расчеты ведут таким образом, как будто следует изолировать весь пласт в целом по его толщине. Таблица 1. Кроме того, при расчетах площади зоны технологического воздействия по формуле 5 тх к1 к определению радиуса кольцевой зоны подход не только субъективен, но и просто задаваем по принципу сколько захочу, столько и
будет например, радиус зоны воздействия должен быть не более 1,,5 м. Подобный подход к расчетам объемов технологических композиций не оправдай с точки зрения достижения плановых заданий. Так, при задании единого показателя увеличения дебита нефти по скважинам, например, в 1,5 раза, его достижение в этом случае носит непредсказуемый характер и только при удачном попадании геометрии зоны воздействия в необходимое соответствие с размерами продуктивного пласта или его участка. ДО О0 ху1, где го 1. О0 показатель увеличения изменения дебита нефти с О0 до в результате реализации геологотехнического мероприятия ГТМ. Как видно из формулы 1. Прочих равных УСЛОВИЯХ ккд СОП. Ч, показатель изменения дебита нефти уменьшается по мере увеличения соотношения ИКгСУ т. Таким образом, для достижения одного и того же результата путем реализации одного и того же ГТМ необходимо, как минимум, расчеты объемов технологических композиций вести с учетом размеров зон дренирования скважин. Известно , что любая технологическая композиция обладает определенным потенциалом, проявление которого в полном объеме приводит к
1.