5.5. Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин

Для поддержания пластового давления в фаменской залежи используют пресную воду. Для организации ППД применяют как воды близлежащих водоносных горизонтов, нефтепромысловые сточные, так и пресные. Все нагнетательные скважины оборудованы воронкой Крылова. Режимы работы нагнетательных скважин представлены в табл. 5.7.

Таблица 5.7.

Технологический режим работы нагнетательных скважин

№ скв	Нсп.нкт, м	Тип пакера	L пак, м	Назем. оборуд.		Ру, МПа	Приеми-сто-сть, м^3/сут		Причина простоя
				Армат.	Dшт
71	2 002	ПМР-122-52-70-ЯГ1	1 982	АДРК 65х140		20,9	75
223	2 000	ПМР-122-70	1 980	АДРК 65х140	4	0	105
401	0		0		3	0	0	Проведение ГРП
402	2 060	ПВМ 122-500	2 050	АДРК 65х140		18	35
410	2 077	ПМР-136-70-ЯГ1	2 067	АДРК 65х140		0	0	Восстанов-ление приемисто-сти
411	2 070	ПМР-136-70-ЯГ1	2 050	АДРК 65х140		19	25
421	1 915	ПМР-142-70-ЯГ1	1 905	АФК 65х210		0	0	Смена пакера
426	2 030	2ПОМ-ЯГ-140-1000	2 020	АДРК 65х140		15	20

Как видно из таблицы, нагнетательные скважины часто простаивают по причинам ремонта или восстановления приемистости. Характер снижения приемистости нагнетательных скважин весьма разнообразен и зависит от качества применяемых вод.

Ухудшение коллекторских свойств и снижение приемистости происходит в результате сужения поровых каналов и полной закупорки за счет проникновения твердых частиц дисперсной фазы,  набухания глинистых частиц при контакте с закачиваемой водой; образования нерастворимых осадков при взаимодействии закачиваемых вод с пластовыми,  образования стойких водонефтяных эмульсий, уменьшающих подвижность пластовой жидкости в зоне контакта, отрицательного влияния капиллярных и поверхностных явлений. Поэтому необходимо тщательно подходить к подготовке закачиваемой воды в пласт.

5.6. Применение методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов

На фаменском объекте Гагаринского месторождения наиболее часто применяемыми методами повышения нефтеотдачи пластов являются кислотные обработки, кислотные ГРП и дострелы пласта. Также на месторождении проводились работы по изоляции пласта цементом в комплексе с кислотными обработками соляной кислотой. Изоляционные работы проведены в двух скважинах. Все мероприятия характеризуются положительным эффектом по приросту дебита нефти. Технологическая эффективность ранее испытанных на объекте ГТМ приведена в табл. 5.8. Из всех выделяется технология КГРП, которая по количеству операций превышает другие технологии в 3-12 раз. В связи с этим, более подробно проведен анализ данных по кислотному ГРП, которые представлены в табл. 5.9. В целом прирост дебита по жидкости после КГРП составляет 14,7-47,8 м³ /сут. , а по нефти соответственно 11,4 - 39,2 т/сут.

Таблица 5.8.

Результаты применения ГТМ на фаменском объекте

ГТМ	Среднее значение прироста дебита нефти, т/сут	Продолжи-тельность эффекта, лет	Кол-во ГТМ, шт.	Средняя дополнитель-ная добыча на скв, тонн
КГРП	22,6	0,7	12	5695,0
ДОСТРЕЛ+КСПЭО	16,15	1,6	4	5066,9
РИР + перфорация	14,8	2,1	1	6692,1
СКО	5,3	2,3	2	387,1

Таблица 5.9.

Эффект от применения КГРП на фаменском объекте

№ скв.	дата	Режим до ГТМ				Режим после ГТМ				Прирост
		Qж, м^3/с	% воды	Qн, т/сут	Qж, м^3/с		% воды	Qн, т/с	м^3/сут		т/сут
423	22.11.2012	13	2	10,4	38		27	22,4	25		12
414	26.11.2012	1,5	1	1,2	24,5		36,6	12,6	23		11,4
224	19.04.2011	8,6	1,5	6,9	26,5		3,5	21,3	17,9		14,4
412	02.05.2011	1,8	0,5	1,5	31,2		50	13	29,4		11,5
424	23.05.2011	21,5	60	6,5	40		39	19,7	18,5		13,2
425	25.06.2011	3,1	1	2,5	25,2		22,3	15,9	22,1		13,4
400	10.07.2011	6,3	10	4,6	28,6		31,9	16,2	22,3		11,6
420	14.07.2011	2,8	0	2,3	17,5		15,7	13,3	14,7		11
405	09.02.2010	2,5	2,5	1,3	50,3		0,5	40,5	47,8		39,2
9070	12.02.2010	4,3	1	3,1	30		18	19,8	25,7		16,7
418	21.04.2010	2,2	1	1,8	28,8		2	22,8	26,6		21
406	11.05.2010	3,7	0,5	3	28,8		10	20,7	25,1		17,7