Автореферат (1172961), страница 6
Текст из файла (страница 6)
Он равен объему закаченного в пластгелеобразующегосостава,приходящегосянаединицуприемистостиобработаннойнагнетательной скважины до обработки (12).V уд V раб,(12)qпргде V уд – удельный объем рабочей гелевой оторочки, 1/сут; V раб – объем закаченного в пластгелеобразующего состава, м3; q пр – приемистость скважины до обработки, м3/сут.Строится и анализируется графическая корреляция величин этого показателя и показателя эффективности конкретной обработки для всех последних работ на данной залежи.
На24рис. 13 представлены две такие корреляции, отметившие прямые зависимости. Перваяхарактерна для объекта БС101 месторождения Б. Ноябрьского региона, согласно результатамработ в 2006 – 2008 гг., вторая – для объекта БС11 месторождения В. Различие этихзависимостей связано с различиями в строении этих залежей, в их свойствах и вприменяемых системах разработки. Получив для данной залежи такую же зависимость изанализа эффективности предыдущих работ, можно оптимизировать для нее величинуудельного объема оторочки, а для каждой ее нагнетательной скважины − самого объема.Рисунок 13 – Влияниевеличины удельного объемагелевойоторочкинаэффективность ВПП нагнетательных скважин:1 – для объекта БС101месторождения Б.;2 – для объекта БС11месторождения В.Адаптацияпотокоотклоняющихтехнологийкусловиямпластовстрещинностью. Впервые необходимость проведения такой адаптации появилась припланировании работ по увеличению охвата пласта заводнением на Харампурском нефтяномместорождении, приуроченном к юрским отложениям, где вследствие их низкой среднейпроницаемости и высокой трещинности традиционные технологии ВПП оказалисьмалоэффективными, в том числе из-за короткого периода действия эффекта.Численнымиисследованиямивсимуляторебылапоказанацелесообразностьиспользования при проведении ВПП в таких условиях "жесткой" гелевой предоторочки свысокими тампонирующими свойствами с целью экранирования трещин в продуктивномпласте.
На рис. 14 представлены результаты моделирования применения различных ПОТ всекторной модели пласта АС93 месторождения Г. Надымского региона Западной Сибири,отличающегося высокой трещинностью продуктивных пород. Отмечается, что присутствиетрещин в продуктивном пласте сильно снижает эффективность ВПП, проведенного потрадиционной технологии. Применение же в таких условиях «жесткой» предоторочки наоснове геля с высокими тампонирующими свойствами делает технологию ВПП болееэффективной по сравнению с традиционными при их применении в отсутствии трещин.Для условий Харампурского месторождения была предложена "жесткая" предоторочкана основе состава ВДС, представляющего вязкоупругий состав (ВУС) на основе высококонцентрированного (1,5 %) раствора ПАА, сшивателя и замедлителя сшивки.25С целью повышения тампонирующих свойств "жесткой" предоторочки был разработанполимерполимерный состав (ППС), представляющий суспензию дисперсных частицполисахарида (ПС) ГПГ-3ВГ с относительно большими размерами (74 мкм.) в растворегидролизованного ПАА Chimeko TR-1516.Рисунок 14 – Результатыгидродинамического моделирования ВПП в условиях пласта с трещиностью и без нее:1 − добыча нефти принепроведении ВПП;2 − добыча нефти изпласта без трещин приВПП; 3 − добыча нефтииз пласта с трещинамипри традиционном ВПП;4 − то же при ВПП с"жесткой" предоторочкойНа рис.
15 представлена динамика фактора сопротивления при фильтрации составаППС через физическую модель суперколлектора с проницаемостью 18,5 мкм2. Остаточныйфактор сопротивления составил 24,0, что превысило его значение для состава ВДС (11,0).Рисунок 15 –Динамика факторасопротивления вводонасыщеннойфизической моделисуперколлекторапосле прокачкичерез нее поровогообъема ППС, воды,еще поровогообъема ППС ивыдержки 24 часовАдаптация потокоотклоняющих технологий к условиям залежей нефти сподстилающей водой. Анализом результатов ПГИ в нагнетательных скважинах залежейнефти с подстилающей водой отмечен, а численными исследованиями в схематическоймодели ЗПВ изучен механизм положительного действия ПОТ в условиях заколонныхперетоков в скважинах.
Он заключается в тампонировании в их разрезах подошвенноговодонасыщенного пласта, принимающего закачиваемую воду посредством ЗКЦ, в снижении26в нем пластового давления и, соответственно, добычи подошвенной воды реагирующимидобывающими скважинами, в переориентации закачиваемой воды на нефтенасыщенныепласты и в восстановлении в них пластового давления (рис. 16).Рисунок 16 – Расчетная динамикадавления в разнонасыщенныхпластах ЗПВ на контуре питанияреагирующей скважины до и послеобработки нагнетательной составомСПС, а также по технологии КВПП:1 – в подошвенном водонасыщенномпласте при КВПП; 2 – там же приобработке составом СПС; 3 – внефтенасыщенном пласте при обработке составом СПС; 4 – там же приКВПППри гидродинамическом моделировании данного механизма действия ПОТ вусловиях ЗПВ были отмечены преимущества технологии КВПП (рис.
16), а при анализерезультатов практических работ методом ПГИ – преимущества осадкообразующихтехнологий, способных благодаря гетерогенности используемых составов эффективнотампонировать водонасыщенную подошву продуктивного пласта. В связи с этим дляпроведения таких работ в нагнетательных скважинах было предложено использовать ППС.Для улучшения такой адаптации ПОТ к условиям ЗПВ предложен метод защитыпродуктивного пласта от кольматации при реализации описанной технологии.
Задачарешается с помощью геля, временно формирующегося в каналах перфорации скважины приреакции раствора Na2B4O7 с концентратом ПС, скопившегося там при закачке его раствора впласт. Раствор ПС закачивается туда от агрегата через колонну НКТ, а раствор Na2B4O7осаждается в более легкой продавочной жидкости, во избежание попадания в каналперетока. После сшивки концентрата ПС в каналах перфорации остатки Na2B4O7устраняются из скважины методом излива воды, поступающей в нее из водонасыщеннойподошва пласта посредством ЗКЦ.
Далее скважина обрабатывается составом ППС, которыйтеперь проникает лишь в подошвенный водонасыщенный пропласток и кольматирует его.А гель в каналах перфорации вскоре разрушается посредством биодеструкции.Физические основы адаптации потокоотклоняющих технологий к условиямпоздней стадии разработки залежи нефти, отличающейся высокой выработанностьюзапасов, особенно в зоне нагнетания залежи. Такая адаптация возможна установкой гелевого экрана в удаленном от обрабатываемых нагнетательных скважин пространстве пласта,27где сохранились повышенные остаточные запасы нефти.Целесообразность такого решения подтверждают результаты численных исследований в схематической модели чисто нефтяной залежи. На рис. 8 представлены динамикисуммарного дебита по нефти скважин первого ряда отбора схематической модели ЧНЗ приразличных вариантах установки гелевого экрана в промытых пропластках. Их анализпозволяет сделать вывод, что с удалением зоны гелеобразования от обрабатываемыхнагнетательных скважин эффективность потокоотклоняющих технологий увеличивается.С целью подтверждения данной закономерности для пластов с трещинностьюпроведен вычислительный эксперимент в секторной модели участка пласта АС93месторождения Г.
Надымского региона Западной Сибири, в которой по результатамтрассерных исследований (ТИ) были смоделированы трещины, связывающие нагнетательныескважины с добывающими. В окружении обрабатываемых нагнетательных скважин № 335 и№ 311 были заданы несколько кольцеобразных регионов, в которых гелировался закаченныйв пласт состав. Такие регионы были заданы и в трещинах. Рассчитывалась эффективностьпотокоотклоняющей технологии при гелировании закаченного состава в различных регионах.Результаты расчетов представлены на рис. 17.
Из них видно, что в условиях пласта стрещинностьюприиспользованиипотокоотклоняющейтехнологиис«жесткой»предоторочкой эффективность обработки увеличивается с удалением зоны гелеобразованияот обрабатываемых нагнетательных скважин, причем увеличивается с усиливающейсяинтенсивностью.Рисунок 17 – Зависимостьрасчетной эффективностиПОТ от удаленности зоныгелеобразования от обрабатываемых нагнетательныхскважин при объеме гелевой оторочки 500 м3Возможным способом установки гелевого экрана в удаленном пространствезаводненного пропластка высокотемпературного нефтяного пласта является использованиефронта его охлаждения закачиваемой водой.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
