Автореферат (1172961), страница 3
Текст из файла (страница 3)
Так, для ЗПВ объектов БП9Тарасовского месторождения, АС5-6 Мамонтовского и ПК19-20 Барсуковского коэффициенткорреляции динамик объема закачки и обводненности продукции за обводненный период ихэксплуатации составил соответственно -0,67, -0,72 и -0,66.Для чисто нефтяных залежей (ЧНЗ) при аналогичных воздействиях отмечен ростобводненности продукции. Так для ЧНЗ объектов БС4+5 Приразломного месторождения, БС18Мало-Балыкского и БП14 Тарасовского коэффициент корреляции указанных динамиксоставил соответственно 0,83, 0,86 и 0,81.Эти закономерности частично объясняются представленными на рис.
1 динамикамиобводненности продукции и пластового давления для ЗПВ объекта БП10-11 и ЧНЗ объектаБП14 Тарасовского месторождения. Для объекта БП10-11 за первые две трети периода егоэксплуатации, когда скважины обводнялись посредством ЗКЦ, и для объекта БП14 указанныйкоэффициент корреляции составил соответственно -0,6 и 0,8.10б) − ЧНЗ объекта БП14а) − ЗПВ объекта БП10-11Рисунок 1 – Сравнительный анализ динамик показателей разработки различных объектовТарасовского месторождения: 1 – пластовое давление; 2 – обводненность продукцииДля залежей нефти с подстилающей водой отмеченные закономерности обводненияскважинобъясненытакжестатистическиманализомрезультатовпромыслово-геофизических исследований (ПГИ) в них, на примере объекта ПК19-20 Барсуковскогоместорождения. Анализ показал потери закачиваемой воды в нагнетательных скважинах (в76 % нагнетательного фонда) из-за присутствия в них ЗКЦ, которые ведут к снижениюдавления в продуктивном пласте и, соответственно, добычи нефти.
Также они ведут к ростудавления в подошвенном водонасыщенном пласте и, соответственно, росту добычи водыдобывающими скважинами из-за присутствия в них ЗКЦ (в 59 % фонда).Залежи нефти с подстилающей водой при высокой обводненности продукции обычноимеютнизкуювыработанностьзапасови,соответственно,высокуюсреднююнефтенасыщенность, поэтому рост пластового давления в них ведет к росту добычи нефти.Снижение же обводненности скважин ЗПВ при увеличении объемов закачки объясненорезультатами численных исследований. А именно относительно большим приростомдавления в нефтяной части залежи по сравнению с подошвенной водонасыщенной (рис.
2а)из-за относительно меньших ее размеров и замкнутости благодаря глинистым перемычкам.Такой же эффект в добывающих скважинах с ЗКЦ при увеличении их дебитов пожидкости объяснен обычно меньшим пластовым давлением в эксплуатируемом нефтяномпласте по сравнению с подошвенным водонасыщенным, соответственно меньшей депрессиейна пласт и большим ее относительным приростом при снижении забойного давления (рис.2б). Другие механизмы проявления данного эффекта, а также предложенный способ усиленияих положительного действия представлены в главе 3.Рост темпа обводнения скважины, обусловленного образованием конуса воды в эксплуатируемом монолитном пласте ЗПВ, при увеличении ее дебита по жидкости объяснен пос11тепенным расширением этого конуса с увеличением депрессии на пласт.а) − при вводе и увеличении объемов закачкиб) − при ГТМ по изменению дебита скважиныпо жидкостиРисунок 2 – Динамика пластового давления и депрессии на пласт в разнонасыщенныхпропластках ЗПВ при проведении ГТМ: 1 – в нефтенасыщенном; 2 − в водонасыщенномНа чисто нефтяных залежах, где скважины обводняются закачиваемой в пласт водой,прорывающейся к ним по высокопроницаемым пропласткам, увеличение объема закачкиведет к росту добычи воды.
Это явление, характерное, согласно численным исследованиям, идля абсолютно однородного пласта, объясняется более высокой пьезопроводностьюпромытых водой пропластков из-за меньшей сжимаемости воды по сравнению с нефтью. Врезультате этого с ростом объемов закачки отмечается опережающий рост добычи воды.Статистическим анализом результатов ПГИ в скважинах ЧНЗ, на примере объектаБП14 Тарасовского месторождения, оценено влияние геолого-технологических показателейотдельных пропластков неоднородного пласта на их вовлеченность в разработку.Установлено прямое влияние величин проницаемости и толщины данного пропластка,депрессии (репрессии) на пласт, отдаленности скважины от контура выклинивания илизамещения, а также близости к контуру нефтеносности.
Эти факторы усиливаютнеравномерность распределения фильтрационных потоков по пласту. А рост темпаобводнения скважин проницаемостно неоднородного пласта при увеличении объемовзакачки также объясняется большей пъезопроводностью промытых водой пропластков, ноеще и за счет их большей проницаемости.Корреляционные методы диагностики механизмов обводнения нефтяных скважини оценки стадии разработки на участке нефтяной залежи при заводнении и обводнениипродукции обобщают выявленные закономерности. Стадия разработки участка залежипризнается завершающей при положительном значении коэффициента корреляции динамикобъема закачки и добычи воды и при отрицательном его значении для динамик объемазакачки и добычи нефти, указывающих на прекращение вытеснения нефти водой из пласта.12Графо-аналитический метод поиска скважин с ЗКЦ.
Для каждого полугодияначального периода эксплуатации залежи нефти строится графическая корреляция (рис. 3)текущих значений обводненности каждой скважины и средней водонасыщенности пласта вее интервале вскрытия (И.В.), рассчитанной в математической или гидродинамическоймодели. На корреляцию накладывается графическая зависимость приемлемой обводненностипродукции скважины от водонасыщенности пласта в ее И.В., рассчитанная с помощьюфункции Бакли-Леверетта с учетом диаграмм фазовых проницаемостей данного пласта исвойств пластовых флюидов.
Точки, соответствующие проблемным скважинам с ЗКЦ,расположены на корреляции заметно выше данной зависимости (рис. 3).Рисунок 3 – Графическая корреляция текущих значенийобводненности продукции ирассчитанной в модели средней водонасыщенности пластав его интервале вскрытия длякаждой скважины объекта БС6Кудринского месторожденияза первые 2 – 2,5 года егоэксплуатации: 1 − криваяБакли-Леверетта; 2 − точки,соответствующие проблемнымскважинам с ЗКЦКомплексный метод поиска скважин с ЗКЦ основывается на выявленныхособенностях их обводнения: образование ЗКЦ происходит в первые месяцы эксплуатациинаклоннонаправленной скважины ЗПВ, превышение фактической обводненности продукциинад приемлемым значением, соответствующем начальной водонасыщенности пласта в И.В.,ее относительное постоянство до прорыва к скважине краевых вод, обусловленноепостоянством давления в обводняющем пласте, отрицательное значение коэффициентакорреляции динамик дебита скважины по жидкости и обводненности ее продукции.Метод поиска скважин с негерметичностью эксплуатационной колонны (НЭК)разработан по результатам анализа работы таких скважин.
Анализом отмечены характерныеизменения динамик их дебитов по нефти, по воде и по жидкости, а также динамическогоуровня, проявляющиеся лишь при образовании данной проблемы. Они позволяют находитьна залежи нефти проблемные скважины на основе анализа динамик показателей их работы.Графо-аналитическая методика диагностики механизмов обводнения нефтяныхскважин базируется на описанных методах, а ее достоверность подтверждается результатамипромыслово-геофизических исследований в скважинах.13Критерии применимости потокоотклоняющих технологий, технологий ОВП иРИР в скважинах, а также их стимуляции и оптимизации режимов работы принедопущении роста обводненности и темпа обводнения продукции уточнялись и научнообосновывались результатами факторного анализа эффективности практических работ наместорождениях нефти и численных исследований в секторных моделях нефтяного пласта.МоделированиепроцессаВППнагнетательнойскважиныпроводилосьсиспользованием блока полимерного заводнения гидродинамического симулятора, а которомполимерному составу придавались реологические свойства, близкие к свойствам сшитогополимерного состава (СПС).
В схематической модели элемента площадной системызаводнения нефтяной залежи нагнетательная скважина обрабатывалась составом СПС приразличных геологических условиях, а результаты таких расчетов далее анализировались.Аналогично уточнялись геологические критерии применимости и для других мероприятий.В результате было отмечено следующее. Эффективность ВПП и ОВП в скважинахувеличивается с ростом соотношения вязкостей пластовой нефти и закачиваемой воды (рис.4а), проницаемостной неоднородности пласта (рис. 4б), его средней проницаемости (рис. 4в)и проводимости, а также его расчлененности (рис.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
