Диссертация (1172960), страница 28
Текст из файла (страница 28)
В общем случае фазовая проницаемость по водебудет увеличиваться с каждой последующей обработкой за счет того, что объемизвлеченнойврезультатеобработкинефтибудетзамещенводой(нефтенасыщенность уменьшается, водонасыщенность растет). Таким образом,215увеличение фазовой проницаемости по пластовой воде при последовательныхобработках означает извлечение дополнительного объема нефти.Из представленных результатов видно, что:– ионно-модифицированная вода вступает в реакцию на обоих циклахобработки (точки 4 и 6);– эффект от первой обработки ионно-модифицированной водой выше, чем отвторой, что видно как по разнице фазовой проницаемости между точками 4 и 6, таки по тому, что фазовая проницаемость по пластовой воде до и после (точки 5 и 7)второго цикла обработки ионно-модифицированной водой (точка 6) различаютсянезначительно(впределахпогрешности),азначит,водонасыщенность(нефтенасыщенность) изменились незначительно. Это в свою очередь означает, чтоне был мобилизован значительный объем ранее неподвижной нефти, а значит,почти весь эффект с точки зрения увеличения Квыт был получен на первом циклеобработки.Затемнасоставномобразцекернаопределяютперепаддавления(гидравлические сопротивления) при закачке различных вод и их смешивании.В случае существенной несовместимости, пластовой и ионно-модифицированнойвод (выпадение солей в твердый осадок) происходит существенное падениепроницаемости и рост перепада давления.Таким образом, предлагаемый состав ионно-модифицированной воды можетэффективно применяться для вытеснения нефти при заводнении карбонатныхзалежей с гидрофобной или смешанной смачиваемостью и обладает следующимипреимуществами: прост и технологичен в изготовлении (незначительно отличаетсяот ППД водой произвольного состава), существенно дешевле ПАВ, позволяетполучить значительное увеличение Квыт и изменение смачиваемости.2168.3.
Технология изменения направления фильтрационных потоковна месторождении с карбонатным коллекторомЗапасы нефти месторождений группы компаний АО «Зарубежнефть»относятся к различным видам отложений, в том числе, с карбонатнымиколлекторами, к которым относятся, разрабатываемые в настоящее время,месторожденияЦентрально-Хорейверскогоподнятия(Висовое,Западно-Хоседаюское и Северо-Хоседаюское).Процесс разработки данных месторождений осложняется факторами как:геологическими: развитая вертикальная и горизонтальная трещиноватость коллектора; литолого-фациальнаяизменчивостьпродуктивныхкарбонатовобуславливает значительную неоднородность ФЕС, как по разрезу, так и по площадизалежей; смешанный тип смачиваемости породы-коллектора с преобладаниемгидрофобного; слабовыраженная капиллярная пропитка (Квыт около 5 %); наличие битуминозного вещества в порах (уменьшение доли подвижныхзапасов); повышенная вязкость пластовой нефти (соотношение вязкости нефтии пластовой воды 10–25 ед.) наличие парафинов, низкая газонасыщенность; недостаточность пластовой энергии для фильтрации флюида из матрицы.так и технологическими: низкие коэффициенты вытеснения и охвата; прогрессирующее обводнение; неэффективность вытеснения нефти водой; несформированная система ППД.Многолетний опыт реализации нестационарного заводнения (далее – НЗ)и изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП), в том числе наместорождениях с карбонатными коллекторами, установлено, что эти методы217регулирования разработки, обладают широкими возможностями и требуютнезначительных материальных затрат для их внедрения.
Достоинством этихметодов является также то, что они могут применяться практически на любом этаперазработки нефтяных месторождений [27; 51; 61; 70; 71; 77]. Теоретическоеи экспериментальное объяснение метода нашло развитее в работах такихвыдающихсяученых-нефтяниковкакМ.Л. Сургучев,А.А.
Боксерман,В.Г. Оганджанянц, Б.М. Сучков и др. [7; 47; 61; 65].Механизм процесса заключается в том, что в пластах с разнойнефтенасыщенностью, обусловленной как макро- и микронеоднородностью, таки отбором жидкости и нагнетанием воды через скважины, искусственно создаетсянеустановившееся состояние давления и движения жидкости. Оно достигаетсяизменением объемов нагнетания воды в скважины или отбором жидкости изскважин в определенном порядке путем их периодического повышенияи снижения. При этом возникают благоприятные условия для эффективногопроявления внутренних видов энергии залежей - упругости и капиллярных сил, поддействием которых нефть полнее и равномернее вытесняется водой.
Циклическоевоздействие, создавая знакопеременные перепады давления между зонами разнойнасыщенности, способствует преодолению прерывистого характера проявлениякапиллярных сил, выравниванию насыщенностей и, как следствие, повышениюохвата заводнением неоднородных пластов. Изменение направления потоковжидкости между скважинами усиливает этот процесс.Экспериментально установлено, что важную роль в эффективностициклического заводнения играют процессы капиллярной пропитки, за счет которойвпериодсниженияпластовогодавленияпроисходитинтенсивноеперераспределение жидкостей в пласте. В результате этого водонасыщенностьболее проницаемого (более обводненного) слоя, уменьшается за счет вытеснениянефти из малопроницаемых прослоев.ДляповышенияэффективностиразработкиСеверо-Хоседаюскогоместорождения было предложено проведение промысловых испытаний методаИФП на опытном участке [47, 52, 53, 56].218Северо-Хоседаюское нефтяное месторождение расположено на территорииНенецкого автономного округа Архангельской области в 245 км восточнее -северовосточнее административного центра г.
Нарьян-Мара. Залежь нефти пластаD3fmIII+IV пластово-массивного типа, тип коллектора – карбонатный. Средняяэффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 12 до 17 м.Основные параметры залежи следующие: проницаемость – 400·10-3 мкм2;коэффициент пористости – 0,11 %; расчлененность – 24; начальное пластовоедавление 31,8 МПа, коэффициент вытеснения – 0,501, проектный КИН – 0,412.Для испытания метода ИФП на Северо-Хоседаюском месторождении наосновании анализа текущего состояния разработки был сформирован опытныйучасток (Рисунок 8.14).Рисунок 8.14 – Фрагмент карты текущих отборов с границами участкаопытных работ по перераспределению объемов закачкиДобыча нефти на рассматриваемом участке, как и в целом на СевероХоседаюском месторождении осуществляется с 2009 г.
Все скважины работают напласт D3fm-III+IV. По состоянию на 01.12.2013 г. пробурено 49 скважин, в томчисле в добывающем фонде числится 45 скважин, в нагнетательном – 4 скважины.Все они действующие и все механизированы ЭЦН.Накопленная добыча нефти за 5 лет составила 3341 тыс. т нефти,накопленная добыча жидкости – 5441 тыс. т, текущая обводненность продукции57,5 %, накопленная закачка воды – 3027 тыс. м3. Коэффициент эксплуатациифонда добывающих скважин в 2013 г. Кэкспл = 0,82, нагнетательных – 0,78.219Среднегодовые показатели за 2013 г. составили:– дебит нефти – 59,98 т/сут.;– дебит жидкости – 141 т/сут.;– средняя обводненность добываемой продукции – 57,5 %.Для реализации метода ИФП в августе-сентябре 2013 г.
на четырехнагнетательных скважинах были проведены работы по изменению объемовзакачки. Динамика перераспределения закачки по нагнетательным скважинам1107, 109, 11206 и 11205 представлена на рисунке (Рисунок 8.15).По нагнетательным скважинам 1107 и 1109 была остановлена закачка, в тоже время по скважине 11205 существенно увеличена (в среднем в 2 раза), а поскважине11206осуществлялосьпериодическоеизменениеприемистостив диапазоне от 1500 до 2500 м3/сут.Анализ эффективности проведенных мероприятий возможен различнымиметодами, в том числе и по оценке степени взаимовлияния нагнетательныхи добывающих скважин.3500Приемистость, м3/сут30002500200015001000001.08.201303.08.201305.08.201307.08.201309.08.201311.08.201313.08.201315.08.201317.08.201319.08.201321.08.201323.08.201325.08.201327.08.201329.08.201331.08.201302.09.201304.09.201306.09.201308.09.201310.09.201312.09.201314.09.201316.09.201318.09.201320.09.201322.09.201324.09.201326.09.201328.09.201330.09.2013500Приемистость скв.1107Приемистость скв.1109Приемистость скв.11206Приемистость скв.11205Рисунок 8.15 – Приемистость нагнетательных скважин в период перераспределения закачки220Основнымфактором,определяющимэффективностьрегулированиярежимов работы нагнетательных и добывающих скважин, является степень ихвзаимодействия.
Наиболее распространенными способами определения степенивзаимовлияния скважин являются статистические методы, одним из которыхявляется метод ранговой корреляции Спирмена. Величина коэффициента линейнойкорреляции Спирмена лежит в интервале +1 и -1. Коэффициент может бытьположительным и отрицательным, характеризуя направленность связи междудвумя технологическими показателями работы скважин (связи закачки – дебит пожидкости, закачка – дебит по нефти, закачка – обводненность).Порезультатамрасчетовопределяетсянаправление«влияющих»фильтрационных потоков при стационарном режиме работы нагнетательныхскважин, при циклическом режиме (скважины 1109, 1107, 11205) и при изменениизакачки (скважина 11206).Для оценки степени влияния нагнетательной скважины на добывающие былирассмотрены все пары скважин рассматриваемой выборки. Изучались связиследующих пар величин (по суточным показателям работы скважин):1) закачка – дебит по жидкости; 2) закачка – дебит по нефти; 3 закачка –обводненность.Результаты проведенных расчетов (Таблица 8.7) показали, что взаимосвязимежду величинами колеблются от слабой до весьма высокой.
Наиболее высокоезначение коэффициента Спирмена наблюдается для связи величин закачка – дебитжидкости и закачка – дебит нефти. Проведенные исследования позволяютустановить пары скважин, которые обладают высокой степенью взаимовлияния.Сравнение взаимовлияния при стационарном режиме закачки и режимомс изменениемзакачкипозволяетопределитьизменениенаправлениефильтрационных потоков, что является подтверждением реагирования скважинучастка на изменение закачки по участку.221Таблица 8.7 – Результаты оценки влияния нагнетательных скважин СевероХоседаюского месторожденияВ качестве примера на рисунке 8.16 представлена картина распределенияпотоков участка опытных работ по испытанию метода ИФП, из которого видно чтов 9 скважинах (24, 1308, 1108, 1103, 1101, 11204, 1201, 1205, 1203) произошлоувеличение дебита нефти (Рисунок 8.16).Рисунок 8.16 – Картина распределения потоков на опытном участкепоказывает изменение направления потоков222Анализ суточных технологических показателей показал, что периодувеличения дебита скважин по нефти разнится и составляет от 7 до 15 сут.Некоторое, хотя и кратковременное, снижение обводненности по отдельнымскважинам рассматриваемого участка свидетельствует об увеличении охватавыработкой нефтенасыщенных зон дренирования в районе этих скважин [56].В продолжение проведенных работ в сентябре 2013 г.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
