Автореферат (1172961), страница 4
Текст из файла (страница 4)
4г), либо проницаемостной анизотропии.а) − влияние соотношения вязкостей пластовойнефти и закачиваемойводыб) – влияние проницаемостной неоднородностипласта14в) – влияние среднейпроницаемости пласта:1– согласно численнымисследованиям;2– согласно промысловымданнымг) – влияние расчлененности пласта:1 − дополнительнаядобыча нефти;2 − длительность эффектаРисунок 4 – Влияние геологических показателей продуктивного пласта на эффективностьВПП по материалам анализа работ на месторождениях Ноябрьского региона в 2006 - 2008 гг.В условиях монолитного пласта с невысокой проницаемостной анизотропией работыпо ОВП в скважинах не эффективны и могут ухудшить выработку запасов из-заискусственного образования конуса воды в ПЗП.
В таких условиях, а также при ростепроницаемости по разрезу пласта сверху вниз применимы потокоотклоняющие технологии свысокими объемами гелевых оторочек, либо с удаленным гелеобразованием (см. далее).Аналогично уточнены и обоснованы технологические критерии применимости другихрассматриваемых мероприятий. Это − высокие значения приходящихся ОИЗ нефти илиостаточной нефтенасыщенной толщины пласта и ее высокая проводимость (рис. 5), высокаяобводненность продукции и низкая выработанность приходящихся НИЗ нефти, высокаяразность значений этих показателей, выраженных в долях единицы (формула 1), названнаяпоказателеминтенсивностиобводнения(ПИО)продукции(рис.6).Возможностьиспользования данного показателя в качестве аналитического инструмента обоснованаотмеченнымдляЧНЗлинейнымхарактеромдинамикиобводненностипродукцииотносительно шкалы выработанности НИЗ, при обводнении скважин закачиваемой водой.Преобразуем формулу для расчета показателя интенсивности обводнения продукции:П инт.обв.
f К выр. НИЗтектектекК инK выт K охв f кон f кон,конК инK выт K охв15(1)где Пинт.обв − показатель интенсивности обводнения продукции, д.ед; ƒ – текущая обводненностьпродукции, д.ед; Квыр.НИЗ – выработанность приходящихся НИЗ нефти, д.ед; Кинтек − текущийкоэффициент нефтеизвлечения, д.ед; Кинкон − проектный коэффициент нефтеизвлечения, д.ед.;Кохв – коэффициент охвата пласта заводнением, д.ед; Квыт – коэффициент вытеснения, д.ед.а) – РИР по ликвидации ЗКЦ в скважинах б) − РИР по ликвидации НЭК в скважинахобъекта БС101 Ново-Пурпейского месторождения объекта ПК19-20 Барсуковского месторожденияРисунок 5 – Влияние показателей разработки эксплуатируемого участка пласта наэффективность проведения РИР в скважине согласно результатам практических работДля условий гидрофильного коллектора, когда Квыттек ≈ Квыткон, можно записать:(2)где Код – коэффициент охвата заводнением дренируемых извлекаемых запасов нефти, д.ед.а) − на эффективность ВПП: 1 – по промысловымданным Ноябрьского региона в 2006 − 2008 гг.;2 – согласно численным исследованиям;3 – влияние избыточной обводненности продукцииб) − на эффективность ГРП в добывающихскважинах объекта БП14 ТарасовскогоместорожденияРисунок 6 – Влияние величины ПИО продукции скважин на эффективность различных ГТМКак видим, показатель интенсивности обводнения количественно выражает величинупревышения доли воды в продукции участка пласта над долей его заводненного объема вдренируемом, а качественно − степень опережения процессов заводнения дренируемого16пласта процессами обводнения его продукции.
По результатам численных исследований (рис.6а) этот показатель тождественен величине избыточной обводненности продукции.Отмеченная выше прямая связь интенсивности обводнения скважин ЧНЗ с величинойобъема закачки воды в пласт и, соответственно, с пластовым давлениемобусловливаетаналогичную связь для эффективности ПОТ. Такая же связь для эффективности РИР и ОВП вскважинах, их стимуляции и оптимизации режимов работы обусловлена законом Дарси.В работе также представлены выявленные «статистические» критерии селективностиэкранирования промытыхзакачиваемой водой пропластков нефтяного пласта припроведении ВПП в нагнетательных скважинах: высокие значения коэффициентов корреляциидинамики объема закачки с динамиками добычи жидкости и воды, при этом низкий, либоотрицательный коэффициент корреляция динамик объема закачки и добычи нефти, чтоуказывает на позднюю стадию разработки анализируемого участка пласта.Численными исследованиями в симуляторе показана нецелесообразность проведенияОВП и РИР, а также ГТМ по увеличению дебитов в скважинах первого ряда отбора, ГТМ поувеличению дебитов в скважинах второго ряда одновременно с остановкой или переводом вППД скважин первого, ввиду быстрого последующего обводнения скважин второго ряда.На рис.
7а представлена зависимость эффективности РИР по ликвидации ЗКЦ вскважине от ее расположения в системе заводнения ЗПВ. Отмечается рост эффективности судалением данной скважины от нагнетательной. Это объясняется снижением пластовогодавления и усилением, в связи с этим, заколонных перетоков подошвенной воды в скважине.На рис. 7б представлена динамика обводненности скважины первого ряда отбора ЗПВпри закачке в пласт нефти. Она иллюстрирует постепенное уменьшение доли подошвеннойводы в продукции скважины в ходе прорыва к ней закачиваемой.
Это подтверждает вывод онецелесообразности проведения РИР в таких скважинах.Во второй главе также представлены результаты факторного анализа эффективностистимуляции скважин ЗПВ и ЧНЗ методами ГРП и ОПЗ, а также оптимизации режимов ихработы с позиции последующего изменения обводненности продукции. Разработаныкритерии подбора скважин для таких мероприятий при условии недопущения ростаобводненности и темпа обводнения их продукции: выработанность приходящихся наскважину НИЗ нефти должна быть не выше значения обводненности ее продукции (рис.
6б),а для скважин ЧНЗ также не выше 0,4 − 0,5 д.ед. Скважина ЗПВ при этом должнаобводняться посредством ЗКЦ. При планировании же в такой скважине ГРП толщинаглинистой перемычки в ее разрезе между продуктивным пластом и водонасыщенным должнабыть не ниже 5 м.17а) − динамика обводненности различныхскважин после проведения в них РИР поликвидации ЗКЦ: 1 – скважина первого ряда;2 – второго ряда; 3 – третьего; 4 – четвертогоб) − динамика обводненности скважиныпервого ряда отбора при закачке в пласт:1 – воды; 2 – нефтиРисунок 7 – Исследование влияния расположения скважины в системе ППД залежи нефтис подстилающей водой на эффективность РИР по ликвидации ЗКЦПо результатам численных исследований предложены принципы оптимизации последовательности применения ПОТ, технологий РИР и ОВП в скважинах, а также ГТМ поувеличению их дебитов на залежах с различным геологическим строением.На чисто нефтяных залежах при опережающем обводнении скважин закачиваемойводой вследствие «языкообразования» фронта вытеснения из-за высокой вязкости пластовойнефти для увеличения охвата пласта заводнением рекомендуется применять полимерноезаводнение.
Если же причиной проблемы является проницаемостная неоднородность илитрещинность пласта, то при соблюдении остальных критериев применимости рекомендуетсяприменять потокоотклоняющие технологии. После выработки основных приходящихся НИЗнефти в зоне нагнетания залежи и снижения эффективности традиционных ПОТрекомендуется применять такие технологии с удаленным гелеобразованием (см.
далее).На рис. 8 представлена динамика суммарного дебита по нефти скважин первого рядаотбора схематической модели участка ЧНЗ при применении различных ПОТ. Отмечается, чтоповторное ВПП скважины менее эффективно, чем первое. Однако, повторная ее обработкапо технологии с удаленным гелеобразованием по эффективности близка к первой.Результатами численных исследований показано, что эффективность технологий ВППнагнетательных скважин на чисто нефтяных залежах связана также с довыработкой целиковнефти из застойных зон в промытых высокопроницаемых пропластках продуктивного пласта(рис.
9). В таких условиях изоляция промытых пропластков в разрезах добывающих скважиндо применения на данном участке залежи ПОТ может привести к потерям запасов нефти.18Рисунок 8 – Динамика суммарного дебита по нефти скважинпервого ряда отбора схематической модели ЧНЗ припервом и повторном применении различных ПОТ:1 – при неприменении ПОТ;2 – при первом ВПП; 3 – приповторном ВПП; 4 – приповторном применении ПОТ судаленным гелеобразованиемВ связи с этим работы по ОВП в скважинах ЧНЗ рекомендуется проводить лишь послеприменения на данном участке пласта потокоотклоняющих технологий.а) – при проведении ВППб) – при непроведении ВППРисунок 9 – Карты текущей нефтенасыщенности нижнего наиболее проницаемогопропластка схематической модели элемента заводнения ЧНЗ с 32-кратной вертикальнойпроницаемостной неоднородностью пласта через год после проведения в скважине I5 ВППи на ту же дату при его непроведенииНа залежах нефти с подстилающей водой в качестве первоочередных мероприятий поувеличению охвата пласта заводнением рекомендуется проводить РИР по ликвидации ЗКЦ внагнетательных скважинах.
На рис. 10 представлены динамики обводненности продукциисхематической модели блока заводнения ЗПВ для двух вариантов РИР по ликвидации ЗКЦ:РИР в 5-ти нагнетательных скважинах, РИР в 20-ти добывающих. Из рисунка видно, чтоэффект от РИР в нагнетательных скважинах значительно выше. Это наиболее яркопроявляется при энергетически пассивной законтурной области пласта и при высокомколичественном отношении добывающих скважин к нагнетательным.Таким образом, и на ЗПВ и на ЧНЗ работы по борьбе с опережающим обводнениемпродукции и по повышению охвата пласта заводнением рекомендуется проводить в первую19очередь в нагнетательных скважинах, и лишь в потом − в проблемных добывающихвнутренних рядов. Такая рекомендация стала основой для предложенной последовательностипроведения таких работ в ходе разработки различных залежей нефти.Рисунок 10 – Динамикаобводненности продукциисхематической моделиблока заводнения ЗПВ дои после проведения РИРпо ликвидации ЗКЦ вразличных скважинах:1 – в 5-ти нагнетательных;2 – в 20-ти добывающих;3 – обводненность принепроведении РИРСовершенствование методик подбора объектов для проведения работ поувеличению охвата пласта заводнением, водоизоляции в скважинах, увеличению иливосстановлению их дебитов проведением в них стимуляции методами ГРП и ОПЗ, атакже оптимизации режимов работы осуществлено на основе уточненных критериев ихприменимости.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
