Автореферат (1172961), страница 5
Текст из файла (страница 5)
Усовершенствованные методики, кроме того, включают сравнительныйанализ объектов по выработанности приходящихся НИЗ нефти и величинам ОИЗ, поисточнику обводнения продукции, по степени их проблемности и потенциалу добычи нефти.Потенциал прироста месячной добычи нефти на участке залежи послеприменения в нем потокоотклоняющих технологий рассчитывается по формуле (3). Q нпот Q жпот fпот(3),где ∆Qнпот − потенциал прироста текущей добычи нефти участка, т; Qжпот − его потенциальнаядобыча жидкости, т; ∆ƒпот − потенциал снижения обводненности продукции участка, д.ед.При этом степень снижения добычи жидкости на участке залежи после примененияПОТ определяется нормой снижения приемистости обрабатываемых наегнетательныхскважин согласно регламенту используемой технологии. Если же применяется технология, неснижающая их приемистость, то потенциальная добыча жидкости приравнивается текущей.Потенциалсниженияобводненностипродукцииучастказалежипослеприменения в нем потокоотклоняющих технологий с учетом (2) оценивается по формуле:∆fпот= f − fпотфактфактфактпотфактпот ( K выр.
НИЗ Пинт.обв. ) ( K выр. НИЗ. Пинт.обв. ) Пинт.обв. Пинт.обв., (4)где ∆f пот − потенциал снижения обводненности продукции участка, д.ед.; f пот − потенциальнаяобводненность его продукции, д.ед.; Квыр.НИЗфакт − фактическая выработанность его НИЗ нефти,д.ед; Пинт.обв.факт − фактический ПИО участка, д.ед; Пинт.обв.пот − ПИО участка с меньшим инаиболее характерным для данной залежи темпом обводнения, либо ПИО залежи в целом, д.ед.20Потенциал прироста дебита скважины по нефти после проведения в ней РИР,оценивается по формуле:qНпот qНпот qНфакт ,(5)где Δqн – потенциал прироста дебита скважины по нефти, т/сут; qн– фактический ее дебитпотпо нефти, т/сут; qн − потенциальный ее дебит по нефти, рассчитываемый по формуле (6), т/сут.потфактпотq Нпот q Ж (1 f пр ) ,(6)где qжпот − потенциальный дебит скважины по жидкости, т/сут; fпр − приемлемая обводненностьее продукции, соответствующая текущей водонасыщенности пласта в пределах его И.В.,рассчитанная с использованием функции Бакли-Леверетта, д.ед.Потенциал дебита скважины по жидкости после проведения в ней РИР при условиисохранения в ней прежнего забойного давления, прежнего интервала вскрытия пласта исостояния ПЗП, а также при абсолютной селективности водоизоляции оценивается длякаждой проблемной скважины по формуле (7).qжпот q Ж qВизб q Ж q Ж ( f изб ) q:Ж (1 f изб ) ,(7)где qж – фактический дебит скважины по жидкости, т/сут; qв – ее избыточный дебит по воде,т/сут; fизб − ее избыточная обводненность, равная фактический за минусом приемлемой, д.ед.избПотенциал прироста дебита скважины по нефти после проведения в нейстимуляции методом ОПЗ или ГРП, согласно разработанному экспресс-методу подбора назалежи нефти объектов для проведения таких работ, оценивается по формуле (8).qнпот q:потЖ (1 f ) ,где Δqнпот– потенциал прироста дебита по нефти, т; Δqжпот(8)– то же самое по жидкости, т.Потенциал прироста дебита скважины по жидкости рассчитывается как разностьмежду фактическим ее дебитом и потенциальным.
Потенциальный дебит скважиныоценивается по величине ее показателя потенциала по жидкости, рассчитанного по формуле(9). Строится графическая корреляция величин данного показателя и текущего дебита пожидкости для всего добывающего фонда залежи (рис. 11). Для скважин с сохранившейсяпродуктивностью строится интерполирующая прямая (на рис.
11 обозначена пунктиром), ккоторой соответствующие точки расположены наиболее близко. С ее помощью оцениваетсяпотенциальный дебит данной скважины по величине ее показателя потенциала по жидкости.(9)где Кпот − показатель потенциала скважины по жидкости, м*мД*мПа/сПз; Н − толщинавскрытого ею продуктивного пласта, м; К – его средняя проницаемость, мД; Рпл − текущеепластовое давление в зоне дренирования скважины, мПа; Рзаб − текущее забойное давление, мПа;µ − вязкость добываемой жидкости, сПз.21Потенциал прироста дебита скважины по нефти за счет снижения ееобводненности в результате проведения в ней стимуляции методом ГРП или ОПЗ иоптимизации режима работы оценивается по формуле (3).
А потенциальное изменениеобводненности скважины ∆fпотпосле такого ГТМ можно оценить с помощью графическойкорреляции, построенной по результатам предыдущих работ на этой залежи, как на рис. 6б.Рисунок 11 − Графическая корреляция текущих величин дебита пожидкости и показателя потенциалапо жидкости для скважин девонской залежи месторождения А.Усинского региона на 01.07.2014:1 – интерполирующая прямая дляточек, соответствующих скважинам с сохранившейся продуктивностью; 2 – точки, соответствующие скважинам со снизившейсяпродуктивностьюВ третьей главе изложены особенности механизмов положительного действияанализируемых технологий в условиях залежей с ТИЗ нефти, отмеченные в ходеисследований. С их учетом проведена адаптация таких технологий к данным условиям.Адаптация потокоотклоняющих технологий к условиям залежей нефти снизкопроницаемыми коллекторами (НПК).
Отмеченной в практике особенностьювоздействия ПОТ в условиях НПК является заметное снижение приемистости обработаннойнагнетательнойскважиныи,соответственно,дебитовпожидкостиреагирующихдобывающих. Механизм этого явления изучен при моделировании ВПП в симуляторе. Онобусловлен в том числе ограниченностью величины прироста давления нагнетания внагнетательной скважине после экранирования высокопроницаемых пропластков в ее ПЗП.Это связано с подключением на один питающий водовод сразу нескольких нагнетательныхскважин и с перераспределением закачиваемой воды между ними после ВПП в одной из них.Для решения данной проблемы численными исследованиями обоснован принципкомплекснойтехнологииВПП(КВПП)нагнетательнойскважины,включающейпоследовательную закачку в пласт гелеобразующих и стимулирующих составов.
Ее преимуществазаключаютсявсохраненииилиувеличенииприемистостиобработаннойнагнетательной скважины (рис. 12а) при большем выравнивании ее профиля, в сохранениидебитов по жидкости реагирующих добывающих при большем снижении их обводненности.22а) − динамика эксплуатационныхпоказателей реагирующих добывающих скважин и нагнетательной I5 до и после проведения вней КВПП: 1 – суммарный дебитпо нефти; 2 – суммарный дебит пожидкости; 3 – средняя обводненность продукции; 4 – приемистость скважины I5; 5 – забойноедавление в ней; 6 – забойное давление в реагирующей скважинеб) − результаты фильтрационныхисследований по последовательной прокачке СПС и обратнойнефтяной эмульсии черезнатурный керн объекта БП14Тарасовского месторождения;числами на графике обозначенывеличины текущего и остаточногофактора сопротивленияРисунок 12 – Результаты численных и фильтрационных исследований особенностей механизмаположительного действия комплексной технологии ВПП нагнетательных скважинНа рис.
12б представлены результаты фильтрационных исследований даннойтехнологии на керне низкопроницаемого объекта БП14 Тарасовского месторождения. Онипоказывают, что экранирование промытых водой пропластков происходит наиболееэффективно, а также селективно при последовательной закачке в пласт СПС и эмульсионногосостава (ЭС). В качестве же стимулирующих агентов наиболее эффективно сочетаниекислотного состава и раствора ПАВ, обеспечивающее восстановление или увеличение какабсолютной проницаемости пород, так и их фазовой проницаемости для воды.Адаптированная к данному объекту разработки комплексная технология ВППнагнетательной скважины представляла последовательную закачку в пласт около 200 м3раствора ПАА (0,25 %) со сшивателем до начала роста давления нагнетания, столько жеэмульсионного состава при постепенном росте давления нагнетания и далее по 10 м3кислотного состава и раствора ПАВ.
В дальнейшем комплексная технология ВПП былаусовершенствована путем ее адаптации к условиям залежей с подстилающей водой ипластов с трещинностью, разработкой методов оптимизации объема гелевой оторочки.Методы оптимизации объема гелевой оторочки при планировании ВПП в нагне23тательной скважине. Минимальный объем гелевойэкранированияпромытыхводойпропластковвоторочки,необходимыйдляПЗП нагнетательной скважины припроведении в ней ВПП, можно рассчитать объемным методом по формуле (10) на основевеличины минимально необходимого радиуса гелевого экрана, обеспечивающего егоцелостность под воздействием нагрузок, возникающих в первые минуты работы скважиныпосле ее обработки.
Величина этого радиуса оценивается прочностным расчетом сиспользованием формулы (11):min2Vоторочки Rmin hпромыт К пор К н.нас . К выт ,(10)где Vоторочки– минимально необходимый объем гелевого экрана, м ; Rmin – минимальнонеобходимый радиус экрана, м; hпромыт. – промытая толщина ПЗП, м; Кпор. – коэффициентпористости в высокопроницаемых пропластках, д.ед.; Кн.нас. – коэффициент начальнойнефтенасыщенности в них, д.ед.; Квыт. – коэффициент вытеснения нефти водой из пласта, д.ед.min3maxнагнет.Pзакачки PпластRmin ,(11)gradPпредельнгде Pзакачкиmax – максимально возможное забойное давление закачки в обработанной скважинепосле ее пуска под закачку, мПа; Рпластнагнет – среднее пластовое давление в зоне нагнетаниязалежи, мПа; grad Pпредельн – максимальный градиент давления, который выдерживает гель, мПа/м.Максимально возможное забойное давление закачки Pзакачкимах, возникающее послепуска обработанной скважины под нагнетание, можно оценить на основе значений устьевогоили забойного давления закачки воды, давления на выкидной линии КНС и на кустовомраспределительном блоке до обработки, а также из практики предыдущих работ.Максимальный градиент давления, выдерживаемый гелем, определяется по результатам егофильтрационных исследований на натурном керне пласта при пластовой температуре.Дальнейшая оптимизация объемов гелевой оторочки при планировании ВПП внагнетательных скважинах возможна по результатам статистического анализа эффективностипредыдущих аналогичных работ на данной залежи с использованием предложенногопоказателя удельного объема гелевой оторочки.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
