Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
METHOD FOR DEVELOPING A HETEROGENEOUS OIL RESERVOIR

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с терригенными и карбонатными коллекторами.
Известен способ разработки нефтяного пласта (патент RU № 2070282, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.12.1996 г.), включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ) с предварительно определенной оптимальной концентрацией, остановку скважины на расчетное время и последующую закачку в пласт раствора полимера с переходом на обычное заводнение.
Недостатками способа являются потери активных компонентов вытесняющего агента вследствие формирования осадков при контакте с минерализованными водами, содержащими соли двухвалентных металлов. В результате известный способ недостаточно эффективно изолирует промытые зоны пласта и недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.
Также известен способ разработки неоднородной залежи углеводородов (патент RU № 2167280, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.2001 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, полимерного раствора и последующее нагнетание вытесняющего агента.
Недостатком данного способа является низкая эффективность вытеснения нефти из низкопроницаемых коллекторов.
9
Также известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины (патент RU № 2398958, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.09.2010 г.), включающий приготовление и последовательную закачку через нагнетательную скважину в неоднородный пласт первой оторочки - водного раствора полимера со сшивателем и второй оторочки - раствора неонола АФ-12 в минерализованной воде, продавку их в пласт и остановку скважины на технологическую выдержку. В качестве полимера состав содержит натрий-карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ). Скважину останавливают на технологическую выдержку 0,5-6 сут.
Способ позволяет увеличить нефтеотдачу пласта за счет увеличения охвата пласта заводнением. Однако он недостаточно эффективен из-за низких реологических свойств водного раствора КМЦ со сшивателем, снижающих эффективность блокирования высокопроницаемых пластов, недостаточного подключения в разработку низкопроницаемых пропластков из-за невысоких технологических свойств раствора неонола.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ регулирования разработки неоднородного пласта (патент RU № 2279540, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2006 г.), включающий одновременную закачку в нагнетательную скважину двух оторочек, водного раствора, содержащего полиакриламид со сшивателем и водного раствора, содержащего неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) и хлористый кальций, продавку оторочек в пласт водным раствором НПАВ с хлористым кальцием с последующей выдержкой в течение 6-12 часов и закачку вытесняющего агента - воды.
Недостатком способа является снижение эффективности вытеснения нефти за счет остановки скважины, высокой потери НПАВ в промытых высокопроницаемых зонах пласта, недостаточного подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и вследствие этого незначительный охват пласта воздействием.
Кроме того, использование поверхностно-активного вещества - неонола с температурой застывания выше 0°C существенно усложняет технологический процесс закачки, а в зимний период без специального оборудования закачка такого состава невозможна.
Технической задачей предложения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет безостановочной работы скважины, выравнивания фронта вытеснения, снижения потери неионогенного поверхностно-активного вещества в промытых высокопроницаемых зонах пласта, подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и увеличения охвата пласта воздействием, а также расширение технологических возможностей способа.
Техническая задача решается способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим закачку в пласт через нагнетательную скважину двух оторочек, первой оторочки - смеси водного раствора полиакриламида со сшивателем и второй оторочки - водного раствора поверхностно-активного вещества, и продавку их в пласт.
Новым является то, что предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки и минерализацию закачиваемой воды, последовательно закачивают две оторочки, первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15 % от начального давления закачки, при этом в первой оторочке закачивают смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 %-ным раствором хромокалиевых квасцов при следующем соотношении компонентов, мас. %:
полиакриламид
0,3-1,0,
10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов
0,01-1,0,
вода с минерализацией от 0,15 г/дм<sup>3</sup> до 300 г/дм<sup>3</sup>
остальное,
3
3
3
3
3
3
3
вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60 % от начального давления закачки и не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, во второй оторочке закачивают смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, водорастворимого полимера с концентрацией 0,1-0,6 мас. %, воды с минерализацией от 0,15 г/дм до 300 г/дм - остальное, в качестве КПАВ используют водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40 % и температурой застывания не выше 40°С, а в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, при этом объемное соотношение указанных оторочек выбирают в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, при начальной приемистости нагнетательной скважины 200-350 м/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(2÷10), при начальной приемистости нагнетательной скважины 351-600 м/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(3÷15), после закачки указанных оторочек осуществляют их продавку закачиваемой водой с минерализацией от 0,15 г/дм до 300 г/дм в объеме 15-30 м.
Закачка первой оторочки - смеси водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов позволяет снизить потери поверхностно-активного вещества - ПАВ в промытых участках пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых зонах, в результате чего происходит блокирование высокопроницаемых зон пласта и подключение к разработке незадействованных ранее воздействием зон пласта.
Закачка второй оторочки - смеси водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ (водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля) и водорастворимого полимера - полиакриламида способствует выравниванию фронта вытеснения за счет содержания полиакриламида в смеси, а водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля приводит к изменению вязкости нефти, снижению межфазного натяжения на границе с нефтью, изменению смачиваемости породы, а именно, увеличению гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.
Для приготовления оторочек смеси водных растворов с целью осуществления способа используют следующие реагенты:
6
- в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид (ПАА) импортный или отечественный с молекулярной массой (5÷15)⋅10;
3
3
- в качестве сшивателя используют 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов (ХКК), выпускаемых по ГОСТ 4162-79; 10 %-ный раствор ХКК готовят предварительно в условиях химбазы путем добавления в пресную воду ХКК в виде порошка (например, для приготовления 100 дм10 %-ного раствора ХКК необходимо взять 10 кг ХКК и 90 дм пресной воды, перемешать с использованием магнитной мешалки до полного растворения ХКК);
- в качестве КПАВ используют водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40 % и температурой застывания не выше 40°С, выпускаемый по ТУ 2458-001-91222887-11 с изм. № 1,
3
3
- в качестве воды использую воду с минерализацией от 0,15 г/дм до 300 г/дм.
Сущность способа заключается в следующем.
Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, минерализацию закачиваемой воды. Рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а также добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной.
Последовательно закачивают в пласт две оторочки. Первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15 % от начального давления закачки, в первой оторочке закачивают смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 %-ным раствором хромокалиевых квасцов при следующем соотношении компонентов, мас. %:
полиакриламид
0,3-1,0,
10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов
0,01-1,0,
вода с минерализацией от 0,15 г/дм<sup>3</sup> до 300 г/дм<sup>3</sup>
остальное.
3
3
Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60 % от начального давления закачки и не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну. Во второй оторочке закачивают смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ с концентрацией 0,3-1,5 мас. %, водорастворимого полимера с концентрацией 0,1-0,6 мас. %, воды с минерализацией от 0,15 г/дм до 300 г/дм - остальное, в качестве КПАВ используют водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40 % и температурой застывания не выше 40°С, а в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид.
3
3
3
3
3
При этом объемное соотношение указанных оторочек выбирают в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, при начальной приемистости нагнетательной скважины 200-350 м/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(2÷10), при начальной приемистости нагнетательной скважины 351-600 м/сут объемное соотношение первой и второй оторочек соответствует 1:(3÷15), после закачки указанных оторочек осуществляют их продавку закачиваемой водой с минерализацией от 0,15 г/дм до 300 г/дм в объеме 15-30 м.
Приготовление и закачку оторочек в пласт осуществляют с использованием установки КУДР следующим образом.
Первую оторочку - смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов готовят следующим образом.
3
3
Смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 г/дм до 300 г/дм, поступающей с водовода кустовой насосной станции (КНС), на вход струйного насоса с одновременной дозировкой полиакриламида шнековым дозатором и 10 %-ного раствора хромокалиевых квасцов, предварительно приготовленного в условиях химбазы, дозировочным насосом из емкости автоцистерны.
Приготовленную смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.
Первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 5-15 % от начального давления закачки.
Вторую оторочку - смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида готовят следующим образом.
3
3
Смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 г/дм до 300 г/дм, поступающей с водовода кустовой насосной станции (КНС), на вход струйного насоса с одновременной дозировкой комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ дозировочным насосом из емкости автоцистерны и полиакриламида шнековым дозатором.
Приготовленную смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.
Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 20-60 % от начального давления закачки, не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну.
3
3
3
После окончания закачки первой и второй оторочек их продавливают в пласт закачиваемой водой с минерализацией от 0,15 г/дм до 300 г/дм в объеме 15-30 м. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
Предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет увеличить охват пласта воздействием за счет безостановочной работы скважины, снижения потерь ПАВ в промытых высокопроницаемых зонах пласта, выравнивания фронта вытеснения, подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков.
Пример конкретного выполнения.
2
3
3
3
В качестве объекта опытно-промысловых работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,356 мкм, нефтенасыщенностью 89,5 %, пористостью 20,5-22,1 %, нефтенасыщенная толщина пласта - 11,3 м (два пропластка). По геофизическим исследованиям пластов: первый пропласток принимает (1,5 м) 200 м/сут, второй пропласток (2,8 м) - не принимает (пример 1, табл. 2). Начальную приемистость нагнетательной скважины определяют закачкой воды не менее одного часа после заполнения скважины, определяют минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м/сут при давлении закачки 6,5 МПа. Минерализация закачиваемой воды составляет 0,15 г/дм. Рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, которое составляет 11,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить две оторочки.
3
3
3
Выбирают объемное соотношение оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины (200 м/сут при давлении закачки 6,5 МПа), которое составляет 1:2, объем первой оторочки составляет 100 м, второй оторочки - 200 м (пример 1, табл. 1).
3
3
В качестве первой оторочки используют смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид - 0,3, 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов - 0,01, вода с минерализацией 0,15 г/дм - 99,69 в объеме 100 м.
3
3
В качестве второй оторочки используют смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида при следующем содержании компонентов, мас. %: водно-спиртовый раствор смеси неионогенных ПАВ моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля с массовой долей активного вещества не менее 40 % и температурой застывания не выше 40°С - 0,3, водорастворимый полиакриламид - 0,1, вода с минерализацией 0,15 г/дм - 99,6, в объеме 200 м.
3
3
После определения начальной приемистости нагнетательной скважины 200 м/сут при давлении закачки 6,5 МПа и уточнения минерализации закачиваемой воды (0,15 г/дм) закачивают в пласт первую оторочку до увеличения давления закачки на 5 % от начального давления закачки (6,8 МПа) (пример 1, табл. 2).
3
Первую оторочку - смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов в объеме 100 м готовят следующим образом.
3
Смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/дм (99,69 мас. %), поступающей с водовода кустовой насосной станции (КНС), на вход струйного насоса с одновременной дозировкой полиакриламида (0,3 мас. %) шнековым дозатором и 10 %-ного раствора хромокалиевых квасцов (0,01 мас. %), предварительно приготовленного в условиях химбазы, дозировочным насосом из емкости автоцистерны.
Приготовленную смесь водного раствора полиакриламида со сшивателем - 10 % - ным раствором хромокалиевых квасцов насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.
Затем закачивают вторую оторочку до увеличения давления закачки на 60 % (10,4 МПа) от начального давления закачки, не превышающего максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну (11,5 МПа) (пример 1, табл. 2).
3
Вторую оторочку - смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида в объеме 200 м готовят следующим образом.
3
Смесь водного раствора комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ и полиакриламида готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/дм (99,6 мас. %), поступающей с водовода кустовой насосной станции (КНС), на вход струйного насоса с одновременной дозировкой комплексного поверхностно-активного вещества - КПАВ (0,3 мас. %) дозировочным насосом из емкости автоцистерны и полиакриламида (0,1 мас. %) шнековым дозатором.
Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.
3
3
3
3
3
После окончания закачки запланированный объем оторочек (300 м, из них первая оторочка - 100 м, вторая оторочка - 200 м) продавливают в пласт закачиваемой водой с минерализацией 0,15 г/дм в объеме 15 м. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
3
3
3
Результаты исследований показывают, что произошло перераспеределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 90 м/сут, второй пропласток - 70 м/сут. Определяют конечное давление закачки и приемистость после обработки скважины. Приемистость уменьшилась на 40 м/сут при давлении 10,4 МПа, удельная приемистость снизилась на 51 % (пример 1, табл. 2).
Остальные примеры по способу разработки неоднородного нефтяного пласта выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 и 2.
Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте, и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,3-1,6 раза. Дополнительная добыча составили более 1500 т нефти на одну скважино-обработку.
Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет:
- проводить безостановочную работу скважины,
- снизить потери ПАВ в промытых высокопроницаемых зонах пласта,
- выровнить фронт вытеснения,
- подключить в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта,
- увеличить охват пласта воздействием,
- расширить технологические возможности способа.
Таблица 1
Номе-раопыт-ных участ-ковнагнет. сква-жин
Начальнаяприемис-тость нагнета-тельной скважиныпри давлении закачки,м<sup>3</sup>/сут/МПа
Максимально допустимое давление на эксплуатацион-ную колонну, МПа / Минерализация закачиваемой воды,г/дм<sup>3</sup>
Объём-ноесоотно-шениепервой оторочкии второй оторочки
Объём первой ото-рочки, м<sup>3</sup>
Состав первой оторочки,мас. %
Объём второй отороч-ки, м<sup>3</sup>
Состав второй оторочки, мас. %
Объём зака-чиваемой воды,м<sup>3</sup>
ПАА
10 %-ный раствор ХКК
Вода
КПАВ
ПАА
Вода
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
1
200/6,5
9,5 / 0,15
1:2
100
0,3
0,01
99,69
200
0,3
0,1
99,6
15
2
250/6,5
11,5 / 0,15
1:2
100
0,3
0,03
99,67
200
0,5
0,1
99,4
15
3
350/8,5
14,5 / 0,15
1:2
100
0,3
1,0
98,7
200
1,5
0,1
97,5
15
4
200/7,5
11,5 / 0,15
1:5
70
0,5
0,01
99,49
350
0,3
0,3
99,4
20
5
250/6,0
11,5 / 0,15
1:5
70
0,5
0,05
99,45
350
0,5
0,3
99,2
20
6
350/7,5
14,5 / 0,15
1:5
70
0,5
1,0
98,5
350
1,5
0,3
98,2
20
7
200/6,0
9,5 / 0,15
1:10
50
1,0
0,01
98,99
500
0,3
0,6
99,1
30
8
250/8,2
11,5 / 0,15
1:10
50
1,0
0,05
98,95
500
0,5
0,6
98,9
30
9
350/8,4
14,5 / 0,15
1:10
50
1,0
1,0
98,0
500
1,5
0,6
97,9
30
10
200/6,0
8,5 / 120
1:2
100
0,5
0,01
99,49
200
0,3
0,3
99,4
20
11
250/6,0
9,5 / 120
1:2
100
0,5
0,05
99,45
200
0,5
0,3
99,2
20
12
350/7,5
14,5 / 120
1:2
100
0,5
1,0
98,5
200
1,5
0,3
97,2
20
13
200/6,5
10,5 / 120
1:5
70
0,3
0,01
99,69
350
0,3
0,6
99,9
15
14
250/8,5
11,5 /120
1:5
70
0,3
0,03
99,67
350
0,5
0,6
98,9
15
15
350/7,5
14,5 / 120
1:5
70
0,3
1,0
98,7
350
1,5
0,6
97,9
15
16
200/6,0
10,5 / 120
1:10
50
0,5
0,01
99,49
500
0,3
0,1
99,6
15
17
250/8,5
11,5 / 120
1:10
50
0,5
0,05
99,45
500
0,5
0,1
99,4
15
18
350/10,5
15,5 / 120
1:10
50
0,5
1,0
98,5
500
1,5
0,1
98,4
15
19
200/7,0
14,5 / 300
1:2
100
1,0
0,01
98,99
200
0,3
0,6
99,1
30
20
250/8,5
12,0 / 300
1:2
100
1,0
0,05
98,95
200
0,5
0,6
98,9
30
21
350/9,5
15,5 / 300
1:2
100
1,0
1,0
98,0
200
1,5
0,6
97,9
30
22
200/6,0
14,5 / 300
1:5
70
1,0
0,01
98,99
350
0,3
0,1
99,6
30
23
250/8,5
14,5 / 300
1:5
70
1,0
0,05
99,95
350
0,5
0,1
99,4
30
24
350/9,5
17,5 / 300
1:5
70
1,0
1,0
98,0
350
1,5
0,1
98,4
30
25
200/7,5
13,5 / 300
1:10
50
0,30
0,01
99,69
500
0,3
0,3
99,4
20
Продолжение таблицы 1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
26
250/6,5
12,5 / 300
1:10
50
0,3
0,3
99,4
500
0,5
0,3
99,2
20
27
350/8,6
11,6 / 300
1:10
50
0,3
1,0
98,7
500
1,5
0,3
97,2
20
28
351/7,5
12,5 / 0,15
1:3
100
0,3
0,01
99,69
300
0,3
0,1
99,6
15
29
450/9,5
13,5 / 0,15
1:3
100
0,3
0,03
99,67
300
0,5
0,1
99,4
15
30
600/10,5
16,5 / 0,15
1:3
100
0,3
1,0
98,7
300
1,5
0,1
97,4
15
31
351/8,5
12,5 / 120
1:7
70
0,5
0,01
99,49
490
0,3
0,3
99,4
20
32
450/10,5
15,5 / 120
1:7
70
0,5
0,05
99,45
490
0,5
0,3
99,2
20
33
600/9,5
16,5 / 120
1:7
70
0,5
1,0
98,5
490
1,5
0,3
97,2
20
34
351/8,5
15,0 / 300
1:15
50
1,0
0,01
98,99
750
0,3
0,6
99,1
30
35
450/11,0
19,0 / 300
1:15
50
1,0
0,05
98,95
750
0,5
0,6
98,9
30
36
600/9,5
14,5 / 300
1:15
50
1,0
1,0
98,0
750
1,5
0,6
97,9
30
37
351/9,5
13,5 / 0,15
1:3
100
0,5
0,01
99,49
300
0,3
0,3
99,4
20
38
450/8,5
14,2 / 0,15
1:3
100
0,5
0,05
99,45
300
0,5
0,3
99,2
20
39
600/9,5
13,5 / 0,15
1:3
100
0,5
1,0
98,5
300
1,5
0,3
97,2
20
40
351/7,5
10,5 / 120
1:7
70
0,3
0,01
99,69
490
0,3
0,6
99,1
30
41
450/8,5
11,5 / 120
1:7
70
0,3
0,03
99,67
490
0,5
0,6
98,9
30
42
600/10,5
13,5 / 120
1:7
70
0,3
1,0
98,7
490
1,5
0,6
97,9
30
43
351/6,0
10,5 / 300
1:15
50
0,5
0,01
99,49
750
0,3
0,1
99,6
15
44
450/6,5
12,5 / 300
1:15
50
0,5
0,05
99,45
750
0,5
0,1
99,4
15
45
600/10,5
18,5 / 300
1:15
50
0,5
1,0
98,5
750
1,5
0,1
97,4
15
46
351/7,5
11,5 / 0,15
1:3
100
1,0
0,01
98,99
300
0,3
0,6
99,1
30
47
450/9,5
12,5 / 0,15
1:3
100
1,0
0,05
98,95
300
0,5
0,6
98,9
30
48
600/10,5
18,5 / 0,15
1:3
100
1,0
1,0
98,0
300
1,5
0,6
97,9
30
49
351/8,5
15,5 / 120
1:7
70
1,0
0,01
98,99
490
0,3
0,1
99,6
15
50
450/9,5
14,5 / 120
1:7
70
1,0
0,05
98,95
490
0,5
0,1
99,4
15
51
600/10,5
15,5 / 120
1:7
70
1,0
1,0
98,0
490
1,5
0,1
97,4
15
52
351/7,5
13,5 / 300
1:15
50
0,3
0,01
99,69
750
0,3
0,3
99,4
15
53
450/9,5
14,5 / 300
1:15
50
0,3
0,03
99,67
750
0,5
0,3
99,2
15
54
600/7,2
11,4 / 300
1:15
50
0,3
1,0
98,7
750
1,5
0,3
97,2
15
Таблица 2
№ п/п
Перфорирован-ная толщина пласта, мРаботающая толщина пласта (до закачки), м
Приемистость нагнетательной скважиныпри давлениизакачки, м<sup>3</sup>/сут/МПа
Допусти-мое давление на эксплуата-ционную колонну,МПа
Давление закачки
Удельная приемистость скважины
До закачки
После закачки
До закачки
После закачкипервой оторочки
После закачки второй оторочки
До закачки,м<sup>3</sup>/сут/МПа
После закачки, м<sup>3</sup>/сут/МПа
Сниже-ние, %
МПа
МПа
Увеличе-ние, %
МПа
Увеличе-ние, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
1
1870,0-1881,31880,0-1878,51878,5-1881,3
200/6,52000
160/10,49070
11,5
6,5
6,8
5
10,4
60
31
15
51
2
1970,6-1998,31970,6-1979,51979,5-1985,41985,4-1998,3
250/6,51200130
216/8,51008036
11,5
6,5
7,5
15
8,5
30
38
25
34
3
1671,6-1690,21671,6-1679,51679,5-1683,71683,7-1689,41689,4-1690,2
350/8,5150090110
270/10,290756045
14,5
8,5
9,4
10
10,2
20
41
27
34
4
1365,2-1376,31366,2-1368,51368,5-1374,31374,3-1376,3
200/7,580700
160/9,0407050
11,5
7,5
8,4
10
9,0
20
27
18
33
5
1259,6-1264,71259,6-1262,51262,5-1264,7
250/6,00160
190/9,680110
11,5
6,0
6,3
5
9,6
60
42
20
52
6
1640,8-1672,51640,8-1657,21657,2-1670,71670,7-1672,5
350/7,5190500
250/12,01007080
14,5
7,5
8,6
15
12,0
60
47
21
55
7
1258,7-1265,21258,7-1259,81259,7-1265,2
200/6,00190
150/7,87080
9,5
6,0
6,9
15
7,8
30
33
19
42
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
8
1335,8-1337,91335,8-1336,71336,7-1337,9
250/8,21900
216/9,812096
11,5
8,2
9,0
10
9,8
20
30
22
27
9
1568,9-1588,81568,9-1580,51580,5-1584,81584,8-1588,8
350/8,4250500
260/10,91507040
14,5
8,4
8,8
5
10,9
30
42
24
43
10
1278,5-1285,61278,5-1281,41281,4-1285,6
200/6,00160
160/7,27090
8,5
6,0
6,3
5
7,2
20
33
22
33
11
1445,2-1462,31445,2-1451,21451,2-1455,61455,6-1462,3
250/6,0701800
216/7,2905670
9,5
6,0
6,3
5
7,2
20
42
30
29
12
1545,2-1562,71545,2-1545,81545,8-1556,81556,8-1562,7
350/7,52100140
290/9,01308090
14,5
7,5
7,9
5
9,0
20
47
32
32
13
1612,5-1620,31612,5-1615,41615,4-1618,41618,4-1620,3
200/6,5165350
180/8,5905040
10,5
6,5
6,8
5
8,5
30
31
21
32
14
1345,2-1360,41345,2-1347,81347,8-1357,21357,2-1360,4
250/8,51200130
216/10,2907056
11,5
8,5
9,8
15
10,2
20
29
21
28
15
1287,5-1297,21287,5-1289,41289,4-1293,21293,2-1297,2
350/7,52100240
260/10,21209050
14,5
7,5
7,9
5
10,2
60
47
25
47
16
1446,2-1451,71446,2-1448,71448,7-1449,51449,5-1451,7
200/6,0120800
160/7,8905020
10,5
6,0
6,6
10
7,8
30
33
21
36
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
17
1662,2-1674,31662,2-1665,41665,4-1668,41668,4-1674,3
250/8,5180070
216/11,11205145
11,5
8,5
8,9
5
11,1
30
29
19
34
18
1755,8-1772,51755,8-1765,81765,8-1770,21770,2-1772,5
350/10,50210140
290/13,770100120
15,5
10,5
11,6
10
13,7
30
33
21
36
19
1358,7-1365,21358,7-1359,81359,7-1365,2
200/7,01900
170/11,28090
14,5
7,0
7,7
10
11,2
60
29
15
48
20
1345,9-1355,31345,9-1346,81346,8-1351,21351,2-1355,3
250/8,51351150
216/11,0907056
12,0
8,5
9,4
10
11,0
30
29
20
31
21
1455,8-1472,51455,8-1465,81465,8-1470,21470,2-1472,5
350/9,50250100
280/12,48012080
15,5
9,5
10,9
15
12,4
30
37
23
38
22
1258,7-1270,51258,7-1259,81259,7-1265,21265,2-1270,5
200/6,000200
160/7,2705040
14,5
6,0
6,9
15
7,2
20
33
22
33
23
1345,9-1355,31345,9-1346,81346,8-1351,21351,2-1355,3
250/8,50120130
216/13,6809046
14,5
8,5
9,4
10
13,6
60
29
16
45
24
1650,7-1656,21650,7-1665,21665,2-1670,41670,4-1684,31684,3-1688,6
350/9,5180120050
290/15,2100807040
17,5
9,5
10,5
10
15,2
60
37
19
49
25
1478,6-1487,31478,6-1481,41481,41-1485,61485,6-1487,3
200/7,5160040
200/12,01008070
13,5
6,0
6,9
15
12,0
60
27
17
37
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
26
1228,3-1238,51228,3-1231,21231,2-1233,21233,2-1238,5
250/6,51201300
216/10,4709056
12,5
6,5
7,5
15
10,4
60
38
21
45
27
1532,5-1541,31532,5-1532,91532,9-1538,51538,5-1540,71540,7-1541,3
350/8,6180120500
310/10,3100908040
11,6
8,6
9,9
15
10,3
20
41
30
27
28
1335,8-1342,11335,8-1336,71336,7-1337,91337,9-1339,81339,8-1342,1
351/7,521080060
290/9,0150605030
12,5
7,5
7,9
5
9,0
20
47
32
32
29
1212,4-1224,61218,6-1220,51220,5-1221,31221,3-1222,51222,5-1224,6
450/9,518021000
340/11,41201404040
13,5
9,5
10,0
5
11,4
20
47
30
36
30
1525,3-15538,51525,3-1528,61528,6-1531,41531,4-1535,61535,6-1538,5
600/10,52500180170
490/12,618090120100
15,5
10,5
11,0
5
12,6
20
57
39
32
31
1112,5-1131,41112,5-1118,61118,6-1125,81125,8-1131,4
351/8,50180171
295/11,08012095
12,5
8,5
8,9
5
11,0
30
41
27
34
32
1545,9-1857,61545,9-1546,81546,8-1553,21553,2-1557,6
450/10,52202300
370/13,714015080
15,5
10,5
11,0
5
13,7
30
43
27
37
33
1765,8-1787,51765,8-1779,51779,5-1782,51782,5-1784,71784,7-1787,5
600/11,52202101700
530/14,918017011070
16,5
11,5
12,0
5
14,9
30
52
36
31
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
34
1259,6-1265,41259,6-1262,51262,5-1264,71264,7-1265,4
351/8,51901600
310/13,613010080
15,0
8,5
8,9
5
13,6
60
41
23
44
35
1686,2-1701,41686,2-1692,31692,3-1700,21700,2-1701,4
450/11,02202300
450/17,618019080
19,0
11,0
11,6
5
17,6
60
41
26
37
36
1574,0-1584,01574,0-1579,51579,5-1583,31583,3-1584,0
600/9,53202800
590/15,2250210130
14,5
9,5
10,0
5
15,2
60
63
39
38
37
1234,3-1242,41234,3-1236,11236,1-1239,21239,2-1242,4
351/9,50180171
340/12,480160100
13,5
9,5
10,5
10
12,4
30
37
27
27
38
1763,2-1782,31763,2-1768,71768,7-1775,61775,6-1782,3
450/8,52202300
450/11,018019080
14,2
8,5
9,4
10
11,0
30
53
41
23
39
1562,7-1585,61562,7-1574,21574,2-1580,71580,7-1583,21583,2-1585,6
600/9,52602401000
590/12,4180170120120
13,5
9,5
10,5
10
12,4
30
63
48
24
40
1458,7-1467,51458,7-1459,81459,7-1465,21465,2-1467,5
351/7,57019091
340/9,011015080
10,5
7,5
8,3
10
9,0
20
47
38
19
41
1245,9-1255,81245,9-1246,81246,8-1251,21251,2-1255,8
450/8,52202300
450/10,218019080
11,5
8,5
9,4
10
10,2
20
53
44
17
42
1755,8-1771,51755,8-1765,81765,8-1768,21768,2-1771,5
600/10,5
590/12,6
13,5
10,5
11,6
10
12,6
20
57
47
18
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
43
1558,7-1572,81558,7-1559,81559,7-1565,21565,2-1572,8
351/6,01701801
290/9,67090120
10,5
6,0
6,0
10
9,6
60
59
30
49
44
1145,9-1155,81145,9-1146,81146,8-1151,21151,2-1155,8
450/6,52202300
410/10,416018070
12,5
6,5
7,2
10
10,4
60
69
39
43
45
1450,7-1458,21450,7-1452,31452,3-1455,31455,3-1456,41456,4-1458,2
600/10,52001802200
590/16,8150140180120
18,5
10,5
11,6
10
16,8
60
57
35
39
46
1378,6-1386,91378,6-1381,41381,4-1385,61385,6-1386,9
351/7,51501710
350/9,011015090
11,5
7,5
8,6
15
9,0
20
47
39
17
47
1655,8-1673,81655,8-1665,81665,8-1670,21670,2-1673,8
450/9,52102400
450/12,4180170100
12,5
9,5
10,9
15
12,4
30
47
36
23
48
1458,7-1470,81458,7-1459,81459,7-1465,21465,2-1469,51469,5-1470,8
600/10,52102501400
600/16,8180170120130
18,5
10,5
12,0
15
16,8
60
57
36
37
49
1645,9-1653,81645,9-6346,81646,8-1651,21651,2-1653,8
351/8,50221230
350/13,612012090
15,5
8,5
9,8
15
13,6
60
41
26
37
50
1450,7-1476,11450,7-1465,21465,2-1470,41470,4-1474,31474,3-1476,1
450/9,51301901300
450/11,411017010070
14,5
9,5
10,9
15
11,4
20
49
39
20
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
51
1674,0-1686,51674,0-1679,51679,5-1683,31683,3-1684,01684,0-1686,5
600/10,52001802200
600/13,718015019080
15,5
10,5
12,0
15
13,7
30
58
44
21
52
1734,3-1741,81734,3-1736,11736,1-1739,21739,2-1741,8
351/7,52202300
350/12,017012060
13,5
7,5
7,9
5
12,0
30
48
29
40
53
1463,2-1480,51463,2-1468,71468,7-1475,61475,6-1480,5
450/9,5120230100
450/12,49026080
14,5
9,5
10,0
5
12,4
30
47
36
23
54
1262,7-1283,41262,7-1274,21274,2-1280,71280,7-1281,91281,9-1283,4
600/10,52502301200
600/13,7210190100100
15,5
10,5
11,0
5
13,7
30
57
44
22
Примечание - Номера опытных участков нагнет. скважин таблицы 1 соответствуют номерам опытных участков нагнет скважин таблицы 2.