Автореферат (1172961), страница 8
Текст из файла (страница 8)
составила 110 тыс. т., или3440 % от общей. Далее работы на данном участке продолжались. В 2015 г. в результате проведения КВПП в 15-ти нагнетательных скважинах объекта БП14 Тарасовского месторождениябыло дополнительно добыто 11,2 тыс.т. нефти.Рисунок 23 − Динамика показателей разработки участка воздействия технологией КВППнагнетательных скважин на объекте БП14 Тарасовского месторождения: 1 – добыча нефти;2 – обводненность продукции; 3 – закачка водыДалее воздействие технологией КВПП нагнетательных скважин было распространенона Барсуковское и Харампурское месторождения Пуровского региона, а также наместорождения Ноябрьского региона Западной Сибири.Нарис.24представленадинамикапоказателейразработкиобъектаБС102месторождения Е.
Ноябрьского региона, где в 2006 г. массово проводились работы поКВППнагнетательныхскважин. Анализ динамик позволяет отметить, что на данномобъекте снижение обводненности продукции после проведения КВПП нагнетательныхскважин сопровождалось ростом объемов закачки воды в пласт, что обусловило сохранениепрежних отборов жидкости и почти двукратный прирост добычи нефти (рис. 24).Внедрение потокоотклоняющей технологии, адаптированной к условиям залежейнефти с подстилающей водой. Адаптированная к условиям ЗПВ технология КВППнагнетательных скважин впервые применена в 2005 году на объекте ПК19-20 Барсуковскогоместорождения обработкой 20-ти нагнетательных скважин.
При этом "жесткая" предоторочкапредставляла 100 м3 состава ВДС с повышенными реологическими свойствами, а основнаяоторочка − 200 м2 ВУС. Далее через скважину в пласт закачивались 12 м3 кислотного составаи 10 м3 раствора ПАВ. В результате суммарная дополнительная добыча нефти от обработок3520 скважин составила 67,7 тыс. т., а за счет снижения обводненности продукции − 46,6 тыс.
т.Рисунок 24 − Динамикаосновных показателейразработки объекта БС102месторождения Е.Ноябрьского региона дои после применения внем технологии КВППнагнетательных скважинв 2006 г.: 1 – добычанефти; 2 – обводненностьпродукции; 3 – закачкаводыНа Комсомольском нефтяном месторождении, где до 75 % запасов нефти являютсяконтактными, а нагнетательные скважины в большинстве своем работают с ЗКЦ, в 2015-мгоду в 25-ти из них проведены ВПП с использованием составов ППС и ВУС. На рис.
25представленадинамикаосновныхпоказателейразработкиучастка воздействиянагнетательной скважины № 134, расположенной у контура нефтеносности ЗПВ объектаПК18 данного месторождения. В данном районе залежи толщина разделяющей глинистойперемычки между нефтяным пластом и его водонасыщенной подошвой составляет около 2,0м, что делает заколонные перетоки в скважинах практически неизбежными.Рисунок 25 − Динамикаосновных показателейразработки участка воздействия нагнетательнойскважины № 134 объектаПК18 Комсомольскогоместорождения до и послеее обработки составамиППС и ВУС: 1 − добычанефти; 2 – обводненностьпродукцииВ связи с этим технологический эффект от обработки нагнетательной скважины № 134составами ППС и ВУС, представленный на рис.
25, следует рассматривать, как результаттампонирования в ее разрезе подошвенного водонасыщенного пласта, что привело кликвидации в ней ЗКЦ, восстановлению пластового давления в этом участке залежи и ростудобычи нефти. В результате таких обработок в 2015 г. 25-ти нагнетательных скважинКомсомольского месторождения дополнительная добыча нефти составила 26,956 тыс.т.36Внедрение потокоотклоняющей технологии, адаптированной к условиям пластовс трещинностью. В 2003-м году с использованием технологии КВПП, адаптированной ктаким условиям добавлением «жесткой» предоторочки, были обработаны 11 нагнетательныхскважин Харампурского месторождения, приуроченного к юрским отложениям. В каждуюскважину закачивалось по 50 − 150 м3 состава ВДС, столько же ЭС, по 10 м3 кислотногосостава и раствора ПАВ.
В результате было отмечено снижение обводненности продукцииучастков их воздействия на длительное время при сохранении объемов закачки (рис. 26).Рисунок 26 – Динамикапоказателей разработкиучастка воздействия нагнетательной скважины№ 372 Харампурскогоместорождения до и послеприменения технологииКВПП с "жесткой" предоторочкой на основе ВДС:1 – добыча нефти;2 – закачка воды;3 – обводненностьпродукцииСравнение же составов ВДС и ППС по эффективности при их применении в качестве«жесткой» предоторочки в потокоотклоняющих технологиях, было проведено на объектеАС11 месторождения Д.
Салымского региона Западной Сибири в 2011 г. На рис. 27представлена динамика показателей разработки участка воздействия ПОТ на основе ВУС с"жесткой" предоторочкой на основе составов ВДС и ППС.Рисунок 27 − Динамикаосновных показателейразработки участкавоздействия ПОТ с"жесткой" предоторочкойна основе составов ППС иВДС на объекте АС11месторождения Д.Салымского региона в 2011году: 1 − добыча нефти;2 – обводненностьпродукцииПосле обработок 10 нагнетательных скважин данного участка указанными составамиобводненность его продукции снизилась ниже базового уровня на 0,048 д.ед., что почти сов37пало с прогнозом, сделанным согласно представленному выше методу. Дополнительнаядобыча нефти составила 15,8 тыс.
т., что также почти совпало с прогнозной. Из них 15,4 тыс.т. – результат обработки пяти скважин составами ППС и ВУС. При этом относительныйприрост добычи нефти на участках применения составов ППС и ВУС оказался в 8,7 развыше, чем на участках применения составов ВДС и ВУС (табл. 2). Это и показалопреимущества состава ППС в качестве тампонирующего.Таблица 2 − Результаты сравнительного анализа эффективности применения различных составовв качестве «жесткой» предоторочки в потокоотклоняющих технологиях на объекте АС11месторождения Д. Салымского региона Западной Сибири в 2011 г.Внедрение потокоотклоняющей технологии с удаленным гелеобразованием иметода планирования ее воздействия на высокотемпературный нефтяной пластосуществлено на объекте АС93 месторождения Г.
Надымского региона Западной Сибири.В конце декабря 2015 г. нагнетательные скважины №№ 355 и 311 данного объектабыли обработаны ТГС с длительным периодом гелирования в объемах соответственно 520 и507 м3. Расчеты суммарной дополнительной добыча нефти с помощью характеристик вытеснения показали, что только за первые три месяца после обработок она составила 1031 т. Приэтом, как и в модельном прогнозе, основной эффект, составивший 1074,5 т., получен отобработки нагнетательной скважины № 335. Динамика основных показателей разработкиучастка воздействия данной скважины представлена на рис.
28. Наибольший эффект,38составивший 882 т., получен по реагирующей скважине № 323, связанной с обработаннойскважиной № 335 трещиной, что также соответствует результатам модельного прогноза.Рисунок 28 – Динамика основных показателей разработкиучастка воздействия нагнетательной скв. № 335 месторождения Г. Надымского регионапри применении в нем ПОТ судаленным гелеобразованием:1–добыча нефти; 2 – базоваядобыча нефти; 3 – обводненность продукции; 4 – базоваяобводненностьВ результате обработки нагнетательной скважины № 311 основной эффект получен пореагирующей скважине № 312, также связанной с обработанной скважиной № 311 трещиной,что соответствует модельному прогнозу.Таким образом, на воздействие ПОТ с удаленным гелеобразованием в основном отреагировали добывающие скважины, связанные с обработанными нагнетательными трещинами.В таких условиях зона гелеобразования в трещинах наиболее удалена от обработанныхнагнетательных скважин, что позволяет дополнительно вовлечь в заводнение большеостаточных запасов нефти.
Описанное подтверждает эффективность как потокоотклоняющейтехнологии с удаленным гелеобразованием, так и метода планирования ее воздействия навысокотемпературный нефтяной пласт.Внедрение экспресс-метода подбора скважин для стимуляции методом ОПЗ илиГРП проведено при разработке программы ГТМ на 2015 год для девонской залежиместорождения А. Усинского региона республики Коми. Сначала были проанализированырезультаты гидродинамических исследования (ГДИ), проведенных в добывающих скважинахданной залежи в 2013 − 2014 годах. Были отмечены скважины, отличающиеся высокимизначениями скин-фактора.
Однако в большинстве из них на момент проведения анализа ОПЗуже были проведены. Исключение составила скважина № 2304 со скин-фактором, равным +5.Поэтому для поиска дополнительных проблемных скважин со снизившейся продуктивностьюбыл использован представленный выше экспресс-метод.С целью подтверждения проблемности скважин, отмеченных экспресс-методом, длякаждой из них далее проводился анализ динамик эксплуатационных показателей.Проблемность подтверждалась для скважин, имеющих падающую динамику дебита пожидкости, в том числе за счет дебита по нефти, при сохранении или увеличении значений39динамического уровня в них и пластового давления в зонах их дренирования.
Номера такихскважин и расчетные значения их потенциальных дебитов представлены в табл. 3.Соответствующие им точки на графической корреляции (рис. 11) окружены эллипсом.Таблица 3 − Добывающие скважины девонской залежи месторождения А. Усинского регионареспублики Коми, рекомендованные для проведения стимуляции в программе ГТМ на 2015 г.В число скважин, подобранных для стимуляции с помощью описанного вышеэкспресс-метода, попала и скважина № 2304, проблемная также по результатам ГДИ. Награфической корреляции (рис. 11) она отмеченная жирной точкой.
В ней согласноразработанной автором программе ГТМ в 2015 году успешно проведен ГРП.Внедрение критериев применимости стимуляции скважин методами ГРП и ОПЗ,а также оптимизации режимов их работы при условии недопущения последующегороста обводненности и темпа обводнения продукции впервые проведено в 2006 году приразработке и осуществлении программы ГТМ для месторождений Пуровского регионаЗападной Сибири. В данной программе для объекта БП14 месторождения Ж.
былорекомендовано провести ГРП в 12-ти скважинах и ОПЗ в 6-ти, а для объекта ПК19-20месторождения З. − ОПЗ в 5-ти скважинах и оптимизацию режимов работы в 6-ти.В результате осуществления данной программы ГТМ на объекте БП14 месторожденияЖ. было отмечено снижение обводненности и темпа обводнения продукции в 62,5 % случаеввыполнения рекомендованных мероприятий, а на объекте ПК19-20 месторождения З. в 75,0 %таких случаев. Примеры снижения обводненности и темпа обводнения продукции скважинпосле их стимуляции методами ГРП и ОПЗ представлены на рисунках 29 и 30. Послевыполнения остальных рекомендованных в программе мероприятий в скважинах в нихсохранялись прежние величины обводненности и прежние темпы обводнения продукции.Найденные критерии применимости стимуляции скважин и оптимизации режимов ихработы при условии недопущения последующего роста обводненности и темпа обводненияпродукции в дальнейшем использовались при составлении проектных документов по разра40ботке нефтяных месторождений и программ ГТМ.Рисунок 29 – Результаты ОПЗв скв.
№ 2039 объекта ПК19-20месторождения З.:1 дебит по жидкости;2 дебит по нефти;3 базовый дебит по нефти;4обводненность продукции;5 базовая обводненностьРисунок 30 – Результаты ГРП вскв. № 428 объекта БП14месторождения Ж.:1 дебит по жидкости;2 дебит по нефти;3 базовый дебит по нефти;4 обводненность продукции;5 базовая обводненностьВыводы и рекомендации:1. По результатам анализа динамик обводнения скважин залежей нефти с различнымгеологическим строением, а также промысловых и численных исследований получен инаучнообосновананалитическойрядметодикизакономерностей,диагностикиставшихмеханизмовосновойобводненияразработаннойнефтяныхграфоскважин.Разработаны статистические методы оценки стадии разработки, а также причин слабойвыработанности запасов на различных участках сложнопостроенной залежи нефти при еезаводнении и обводнении продукции по результатам многофакторного дифференциальногоанализа геолого-промысловых показателей.2.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
