Геологические основы повышения эффективности выработки неоднородных пластов на поздней стадии разработки : На примере отдельных площадей Ромашкинского месторождения

• Автор: Хусаинов, Васил Мухаметович
• Шифр специальности: 04.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1998
• Место защиты: Азнакаево
• Количество страниц: 140 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ПРОДУКТИВНОГО ОБЪЕКТА (гор. Д1)
ЦЕНТРАЛЬНЫХ И ВОСТОЧНЫХ ПЛОЩАДЕЙ
РОМАШКИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1. Характеристика геологического строения продуктивных
пластов горизонта Д
1.2. Геологическое строение, коллекторские свойства, нефтегазоносность и свойства флюидов по
продуктивным площадям
1.2.1. Павловская площадь
1.2.2. Зеленогорская площадь
1.2.3. Восточно-Лениногорская площадь
1.2.4. Холмовская площадь
1.2.5. Азнакаевская площадь
1.2.6. Карамалинская площадь
1.3. Структура запасов нефти и состояние
их выработки
1.4. Выводы
2. ГЕОЛОГО- ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОСНОВАНИЕ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ
И СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ
2.1. Состояние разработки продуктивных
площадей
2.2. Геолого-промыеловый анализ эффективности системы
заводнения
2.3. Совершенствование системы
разработки и заводнения
2.3.1. Разукрупнение эксплуатационного объекта и модифицированная система заводнения высоко
и низко-продуктивных объектов
2.3.2. Система межскважинной перекачки пластовой воды
2.4. Довыработка заводненных зон в условиях
однопластового объекта
2.5. Выводы
3. ШИРОКОМАСШТАБНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И СИСТЕМНЫХ ОБРАБОТОК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН НА НЕОДНОРОДНОМ ПРОДУКТИВНОМ ОБЪЕКТЕ В ПОЗДНЕЙ
СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
ЗЛ. Геолого-нромысловый анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи и обработок
призабойной зоны скважин
3 Л Л. Характеристика технологий
ЗЛ.2. Технологическая эффективность
3.2. Разработка и адаптация новых технологий увеличения нефтеотдачи неоднородного продуктивного объекта
па поздней стадии разработки
4. КОМПЛЕКСНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИРАЩЕНИЯ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ НА МНОГОПЛАСТОВОМ НЕОДНОРОДНОМ ОБЪЕКТЕ В ПОЗДНЕЙ
СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
4.1. Геолого-технологические направления стабилизации добычи нефти и приращения извлекаемых запасов
на поздней стадии разработки
4.2. Совершенствование технологии разработки неоднородного многопластового
объекта
4.3. Экологические аспекты разработки Ромашкинского месторождения интенсивной
системой заводнения
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы Современный этап разработки уникального Ромашкинского нефтяного месторождения характеризуется снижением темпов отбора нефти, ухудшением структуры запасов и ростом обводненности до критических значений. Для площадей, охватывающих центральные и восточные части Ромашкинского месторождения, указанные проблемы являются весьма актуальными. Доля трудноизвлекаемых запасов, составлявшая от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) 38,7%, по текущим извлекаемым запасам (ТИЗ) достигла 78,6%. Технология разработки продуктивных площадей существующей системой заводнения требует значительного ее совершенствования. Из высокопродуктивных коллекторов отобрано более 93% НИЗ. В то же время темпы отбора от НИЗ по слабопроницаемым коллекторам составляют 1-1,5%.
В условиях территориальной замкнутости зоны деятельности НГДУ «Акпобанефть» перспективы прироста запасов связаны:
- с приращением запасов нефти в вертикальном разрезе;
- с совершенствованием системы заводнения и развитием методов увеличения нефтеотдачи (1МУН) на основном продуктивном объекте - горизонте Д1.
Для стабилизации добычи нефти продуктивных объектов требуется решение ряда актуальных проблем, обусловленных специфическими особенностями геологического строения и системы разработки многопластового неоднородного объекта, к основным из которых относятся:
-совместная эксплуатация высоко - и низкопродуктивных пластов;
- нарушение баланса отбора и закачки по площадям и по пластам.
- нерегулируемое заводнение высоко- и низкопродуктивных объектов (в результате чего по низкопродуктивным объектам произошло значительное уменьшение пластового давления, эффективность заводнения низкая; по высокопродуктивным объектам происходит прорыв закачиваемой воды и оттеснение активных запасов в тупиковые зоны);
- ухудшение экологической ситуации в результате засолонения пресноводного комплекса и почвы.
Сегодня для стабилизации добычи нефти на рассматриваемых объектах, а следовательно, и улучшения общей экономической эффективности производства наиболее актуально создание новых и совершенствование применяемых технологий, адаптированных к реальным геолого-физическим условиям и состоянию остаточных запасов нефти.
Цель работы Разработка научных геологических основ повышения эффективности выработки многопластового неоднородного продуктивного объекта Ромашкинского нефтяного месторождения за счет приращения извлекаемых запасов.

Общая толщина горизонта Д1 колеблется от 21.2 до 45.2 м и в среднем составляет
33.8 м. (табл. 1.10) Максимальные толщины вскрыты на IV блоке (34.0 м) и на V блоке (34.4 м). Эффективная толщина горизонта составляет в среднем 15.5 м и по блокам изменяется незначительно - от 14.1 м (П блок) до 16.3 м (I блок). Наибольшие средние нефтенасыщенные толщины вскрыты на I блоке -9.3 м, минимальные - на III блоке - 5.8 м. В целом по площади среднее значение нефтснасыщснной толщины составляет 8.1 м.
Таблица
Характеристика толщин пластов горизонта Ді
Толщина Наименование Блок
I и III IV V По площади в целом
Общая Средняя, м 31.4 33.2 32.2 34.0 34
Коэффициент вариации,доли ед. 0.134 0.114 0.115 0.177 0
Интервал изменения, м 21.2-42.0 24.6-42.2 22.2-41.8 21.6- 45.2 25.6 43.0 21
Нефтенасы- щенная Средняя, м 9.3 7.2 5.8 8.2 8
Коэффициент вариации,доли ед. 0.429 0.423 0.559 0.625 0
Интервал изменения,м 1.6-16.6 1.0-14.4 1.0-14.4 1.0-30.0 0.8-25.0 0
Эффектив- ная Средняя, м 16.3 14.1 15.5 10.2 14
Коэффициент вариации, доли ед. 0.349 0.448 0.364 0.513 0
Интервал изменения, м 4.6-26.8 3.8-26.6 1.2-33.8 1.0-36.4 0.8-31.4 0
По пластам объекта разработки нефтенасыщенная толщина изменяется от
1.8 м (пласт “61”) до 4.2 м (пласт “гг+з”)- Глинистые разделы между пластами маломощны, максимальные толщины перемычек не превышают в 2.3 м, что создает определенные трудности при выработке пластов.
Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов.
Значения параметров нефти и газов изменяются в различных пределах. Так, давление насыщения варьирует от 5.8 до 9.6 МПа, составляя в среднем 7.8МПа, газовый фактор равен 47.2 м’/т, плотность пластовой нефти изменяется от 771.0 до 828.0 кг/м3, в среднем 808.7 кг/м3, вязкость изменяется от 2.2 до 4.8 мПа с , среднее 3.9 мПа с, объемный коэффициент - от 1.150 до 1.168, среднее 1.125; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от
848.8 до 866.0 кг/м3, среднее значение - 856.6кг/м3. Нефть Восточно-