2.1.5 Гидродинамическое исследование скважин и пластов

С гидродинамических позиций вытеснение нефти растворами НПАВ с низким межфазным натяжением представляет собой один из наиболее эффективных способов извлечения углеводородов, являющийся или приближающийся к вытеснению со смешением двух жидкостей. Такой метод направлен на максимально возможное извлечение всей находящейся в пласте нефти, в том числе и остаточной, после обычного заводнения.

По многочисленным экспериментальным исследованиям по определению коэффициента вытеснения с закачкой НПАВ установлено, что он увеличивается на 10-20%, нефтеотдача при этом возрастает на 3-5%.

Исследований характеристик вытеснения нефти с применением НПАВ на месторождении Каракудук не проводилось. Выполненные исследования на кернах месторождений Узень и Жетыбай показали, что закачка Неонола АФ-12 с концентрацией 0,1% на кернах V_аб горизонта месторождения Жетыбай дала прирост КИН на 1,03%, (РД-Р-008-90) с концентрацией 0,5% - прирост нефтеотдачи составил 4%. При расчете технологических показателей разработки месторождения Каракудук применение НПАВ даст увеличение коэффициента вытеснения К₂ на 10%.

Вариант 4. Наиболее оптимальный и рекомендуемый к внедрению вариант разработки. Данный вариант разработки предусматривает улучшение метода заводнения за счет применения на I объекте разработки метода повышения нефтеизвлечения технологии циклического воздействия в модификации для площадных систем – роторно-цикличесткого заводнения. По основным положениям 4 вариант аналогичен 1 (система воздействия и плотность расположения скважин). Сущность рассматриваемого технологического процесса состоит в том, что нагнетательные скважины (при площадной 9-ти точечной схеме размещения – это 4 нагнетательные скважины ближайших ячеек), окружающие группу добывающих скважин, функционируют поочередно по кругу на форсированном режиме. Во время работы одной нагнетательной скважины с максимальной производительностью так, что она успевает компенсировать отбор жидкости за все время цикла, три другие простаивают. Все окружающие добывающие скважины работают непрерывно. Число добывающих скважин по предполагаемой технологии и при обычном заводнении одинаково, поскольку все добывающие скважины работают постоянно.

Эффективность применения роторно-циклического заводнения на месторождении повышается действием следующих механизмов:

- Остановка нагнетательных скважин уменьшает долю тех добывающих скважин, к которым стягиваются фронты вытеснения агента, вследствие чего уменьшается отрицательное влияние языкообразования фронтов вытеснения;

- Поочередное включение в работу нагнетательных скважин образующих круг или замкнутый контур, внутри которого находятся добывающие скважины, приводит к вращению по кругу вектора направления движения фронта закачиваемой воды, при этом максимально исключаются мертвые точки с нулевыми скоростями фильтрации;

- При импульсном воздействии на нефтяные пласты за счет использования упругих сил пластовой системы уменьшается влияние послойной неоднородности пласта по проницаемости на процесс выработки их запасов.

Технологический режим работы нагнетательных скважин при осуществлении циклического заводнения – 15 суток и 45 суток простоя.

На основе результатов проведения исследований и данных о начальных и текущих физико-химических свойствах нефтей для всех рассмотренных вариантов разработки рекомендуются следующие режимы работы добывающих скважин:

- на всех объектах разработки забойные давления поддерживать на уровне начального давления насыщения;

- забойные давления в нагнетательных скважинах не должны превышать давления гидроразрыва пластов и быть на уровне 32-36 МПа, давление на выкиде насосов – на уровне 6-8 МПа.

Основные исходные технологические характеристики расчетных вариантов приведены в таблице -2.5.

Таблица 2.5- Основные исходные технологические характеристики расчетных вариантов разработки

Характеристики	Варианты 1, 1.1, 3, 4
	Объекты
	I	II	III	IV
Режим работы	Внутриконтурное площадное заводнение
Система размещения скважин	Обращенная девятиточечная
Расстояние между скважинами, м	567	567	567	567
Плотность сетки, 104 м2/скв	32	32	32	32
Соотношения скважин в элементе, доб./наг.	3/1	3/1	3/1	3/1
Режим работы скважин: добывающих нагнетательных	Рзаб=Рнас Рзаб=0,9Ргр	Рзаб=Рнас Рзаб=0,9Ргр	Рзаб=Рнас Рзаб=0,9Ргр	Рзаб=Рнас Рзаб=0,9Ргр
Коэффициент использования скважин, доли ед.	0,95	0,95	0,95	0,95
Коэффициент эксплуатации скважин, доли ед. - нагнетательных - фонтанных - механизированных	0,95 0,95 0,90	0,95 0,95 0,90	0,95 0,95 0,90	0,95 0,95 0,90
Принятый коэффициент компенсации закачкой отбор	100%	100%	100%	100%

Для 3 и 4 вариантов количество скважин для бурения составляет 131 единица, в том числе 100 добывающих (в т.ч. 2 горизонтальные скважины №130 и 139), 32 нагнетательных. Для разработки I объекта планируется использовать ранее пробуренные 51 добывающую и 5 нагнетательных скважин (по состоянию на 01.01.2005 г.), по результатам эксплуатации горизонтальных скважин предусматривается в дальнейшем бурение горизонтальных скважин с периодичностью 2 скважины в год. В случае эффективной работы горизонтальных скважин часть вертикальных скважин следует заменить на горизонтальные, при этом длина горизонтального ствола должна обеспечить замену 2 вертикальных скважин. Также на I объекте необходимо пробурить 57 добывающих и 19 нагнетательных скважин, на II объекте – 19 добывающих, 6 нагнетательных, на III объекте – 11 добывающих и 4 нагнетательных скважины. На IV объекте необходимо пробурить 13 добывающих и 3 нагнетательные скважины.

В зонах уменьшения эффективных нефтенасыщенных толщин, а также в зонах с низкой проницаемостью пластов-коллекторов рекомендуется провести исследования по совместной эксплуатации Ю-VIII, Ю-IX, Ю-X горизонтов. В случае получения положительного эффекта, необходимо распространить опыт совместной эксплуатации во всех других зонах с минимальной эффективной толщиной и проницаемостью, провести исследования по определению рационального забойного давления ниже давления насыщения (динамика К_пр и Г_эф).

Особую роль играют объекты возврата.

Данные горизонты были выделены в объекты возврата при составлении «Технологической схемы разработки» в 1996 г.

При оценке запасов нефти и попутно-добываемого газа по состоянию на 01.06.2006 г. запасы горизонтов, объединенных в объекты возврата, составляют 5,1% от извлекаемых запасов месторождения, в том числе по категории С1 -283,7 тыс.т. и 62,5 тыс.т. по категории С2, что составляет 18% запасов возвратных горизонтов (по залежи Ю-III до 100%), и остаются слабо изученными и требуют доразведки.

В связи с выше изложенным балансовые запасы нефти и растворенного газа горизонтов Ю-III, Ю-IV А+Б, Ю-V А+Б объединены в один объект возврата.

Разработка возвратных горизонтов предусматривается скважинами основных объектов разработки по мере выбытия их из основного эксплуатационного фонда. Всего для выработки запасов возвратных горизонтов предлагается использовать 23 выбывшие скважины.

Для реализации вариантов разработки необходимо доведение производственных мощностей по подготовке нефти и газа до максимальных уровней добычи нефти и попутного газа в соответствии с технологическими показателями данных вариантов.