Обоснование и совершенствование технологий разработки месторождений нефти на поздней стадии

  • Автор:
  • Специальность ВАК РФ: 25.00.17
  • Научная степень: Докторская
  • Год защиты: 2004
  • Место защиты: Уфа
  • Количество страниц: 266 с. : ил.
  • Стоимость: 230 руб.
Титульный лист Обоснование и совершенствование технологий разработки месторождений нефти на поздней стадии
Оглавление Обоснование и совершенствование технологий разработки месторождений нефти на поздней стадии
Содержание Обоснование и совершенствование технологий разработки месторождений нефти на поздней стадии
ДМПахс, пьезопроводность 0,3 м3с. Коэффициент продуктивности достигал 4,5 м3сутхМПа. Начальное пластовое давление 4,0 МПа, температура ,7 С. Газовый фактор составил ,3 м3сут. В газе содержится 0,1 Н. Нефть нижнепермских отложений относится к типу тяжелых, вязких, парафинистых и сернистых. С целью изучения энергетического режима выявленной залежи, добывных возможностей скважин при естественном режиме и при режиме заводнения, определения критериев оптимального расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами и оценки возможности промышленного освоения залежи пущена в эксплуатацию скважина 1 и запроектировано бурение трех добывающих , , и одной нагнетательной скважины . С учетом слабой изученности залежи добывающие скважины проектировали на расстоянии 0, 0, 0 и 0 м от нагнетательной. На 1 г. К4, в артинском ярусе открытый ствол. Скважина запроектирована как нагнетательная и пробурена в г. В процессе бурения отобран керн для анализа, проведены работы пластоиспытателем. Репер К4 испытан в интервале м в два цикла.


Репер К4 испытан в интервале м в два цикла. При этом за 8 мин открытого периода приток из пласта отсутствовал. По КВД интервал представлен низкопроницаемым коллектором. Отложения артинского яруса испытаны в интервале м. При этом за 0 мин открытого периода приток из пласта не установлен. КВД недовосстановленная, характерная для низкопроницаемого пласта, рт ,4 атм. Проведена солянокислотная обработка, закачано 4 м3 кислоты. При р атм пласт кислоту принял. Свабированием в течение 8 дней отобрано 6 м3 жидкости плотностью 1, гсм3, на поверхности которой появилась пленка нефти. Для интенсификации притока проведена перфорация в интервале м. Свабированием 3 дня извлечено 1,8 м3 жидкости плотностью 1,1, гсм3 без признаков нефти. Приток из пласта отсутствовал. Перфорирована колонна в интервале м, проведена солянокислотная обработка. Свабированием извлечено 2,5 м3 жидкости. Проведены исследовательские работы. Уровень 4 м, ВНР 6 м. Для интенсификации притока проведено виброволновое воздействие при прокачке воды в течение 2,5 ч при давлении нагнетания атм. В процессе свабирования извлечено 9 м3 жидкости плотностью 1, тм3 без признаков нефти. Скважину стали использовать как пьезометрическую. За мин открытого периода в трубы поступило 0, м3 технической воды. После окончания бурения проведена СКО закачкой 6 м3 соляной кислоты, однако в процессе освоения приток из пласта отсутствовал. Проведена обработка по технологии комплексного виброволнового и химического воздействия. Свабированием извлечено 9,5 м3 технической воды с нефтью.

Рекомендуемые диссертации данного раздела