Диссертация (1172962), страница 14
Текст из файла (страница 14)
В литературе отмечаются работы, посвященные методам подбораскважин для проведения РИР, не учитывающие, однако, все факторы,обусловливающие их эффективность, и также без подтверждающих материалов.9. В литературе отмечаются работы, посвященные методам подбораскважин для стимуляции методом ОПЗ или ГРП, также не учитывающие всефакторы, обусловливающие ее эффективность, как и ее влияние на характерпоследующей динамики обводнения продукции.7010. В литературе отсутствуют методы оценки потенциала добычи нефтианализируемых объектов после применения в них рассматриваемых технологий.11.
Таким образом, несмотря на большое количество исследований врассматриваемой области знаний, поставленные задачи решены не полностью,что делает целесообразными дальнейшие исследования характера обводнениянефтяных скважин в различных условиях и эффективности технологий борьбы сего опережающими темпами.12. Выполненный анализ литературных источников позволил отметитьпоявление в последнее время новых технологий борьбы с опережающимобводнениемнефтяныхскважин,основанныхнакомбинированномиспользовании различных составов.13.
Для дальнейших научных исследований актуальны следующие задачи:разработка комплексных технологий повышения охвата пластазаводнением, а также ОВП и РИР в скважинах, оптимально использующихсвойства различных составов;адаптация физико-химических технологий увеличения охвата пластазаводнением и ограничения водопритоков скважинах к условиям залежей струдноизвлекаемыми запасами нефти, в частности к условиям низкопроницаемыхколлекторов, коллекторов с трещинностью, залежей нефти с подстилающейводой, а также к условиям поздней стадии разработки залежей нефти.14.
Проведенный анализ литературных источников позволил отметитьотсутствие четких представлений о механизме положительного действияфорсирования отборов жидкости, как гидродинамического метода увеличенияКИН, а также четких критериев его применимости.71Глава 2 Разработка и совершенствование методик диагностики механизмовобводнения нефтяных скважин, подбора объектов для работ по борьбе сопережающим обводнением и увеличения охвата пласта заводнениемДанная глава посвящена совершенствованию методик подбора на залежахнефти объектов для проведения работ по ограничению водопритоков иводоизоляции, по увеличению охвата пласта заводнением, а также по увеличениюотборов жидкости путем стимуляции скважин и оптимизации режимов их работыпри недопущении роста обводненности и темпа обводнения продукции. Особоевнимание уделено разработке и совершенствованию аналитических методовдиагностикимеханизмовобоснованиюкритериевобводнениянефтяныхприменимостискважин,указанныхуточнениюработ,иоптимизациипоследовательности их проведения на залежах нефти с целью увеличения КИН.С целью поиска новых аналитических методов диагностики механизмовобводнения нефтяных скважин проводился анализ динамик обводнения скважинс различными механизмами поступления воды при изменении режимов ихработы.Длярезультатыобъясненияпромысловыхполученныхисследованийзакономерностейскважин,аанализировалисьтакжепроводилисьспециальные численные исследования в гидродинамическом симуляторе пласта.2.1 Результаты анализа динамик обводнения нефтяных скважинВажные особенности обводнения скважин ЧНЗ и ЗПВ были отмечены входе анализа эффективности ГТМ по увеличению отборов жидкости [235, 236,237].
Анализ показал, что на залежах нефти с подстилающей водой и сразделяющей глинистой перемычкой между продуктивным пластом и еговодонасыщенной подошвой после проведения в скважинах ГТМ по увеличениюотборов жидкости снижается обводненность или темп обводнения их продукции.В частности такое было отмечено на объекте БС11 Майского месторождения (рис.2.1а), объекте АС5-6 Мамонтовского месторождения (приложение 1а), объектахБС10 и БС11 Ефремовского месторождения, объекте БП9 Тарасовского месторож72дения и на других объектах, приуроченных к подобным ЗПВ.Скважины же ЧНЗ, например объекта БС10 Мамонтовского месторождения,объекта БС18 Мало-Балыкского месторождения (приложение 1б), объекта БС4+5Приразломного месторождения и других таких же объектов реагировали наувеличение отборов ростом обводненности или темпа обводнения продукции.Следует при этом отметить, что на залежах нефти с подстилающей водойпри отсутствии глинистой перемычки между разнонасыщенными пропластками,например на объекте БС8 Тепловского месторождения, при увеличении отборовжидкости обводненность продукции постепенно увеличивалась, что, как показаливычислительные исследования, объясняется расширением конуса воды.
Какпоказано ниже, различие реакции скважин ЧНЗ и ЗПВ на увеличение отборовжидкости связано с различием механизмов их обводнения.Не менее парадоксальные результаты были получены в ходе анализадинамик обводнения скважин ЗПВ и ЧНЗ при проведении ГТМ в нагнетательныхскважинах [236, 237]. Рассмотрим результаты анализа эффективности ОПЗ внагнетательныхскважинахосновныхобъектовразработкиТарасовскогоместорождения: БП10-11 и БП14. В результате проведения ОПЗ в нагнетательныхскважинах ЗПВ объекта БП10-11 отмечается непродолжительное снижениеобводненности ближайших добывающих скважин (рис.
2.1б). После жепроведения ОПЗ в 15 нагнетательных скважинах ЧНЗ объекта БП14 отмечаетсярост обводненности ближайших добывающих скважин (приложение 2).Для залежей нефти с подстилающей водой и с разделяющей глинистойперемычкой корреляционным анализом динамик суммарной закачки и среднейобводненности продукции отмечена тенденция снижения обводненности послеувеличения объемов закачки [236, 237]. Так, для ЗПВ объектов БП9 Тарасовскогоместорождения, АС5-6 Мамонтовского и ПК19-20 Барсуковского коэффициенткорреляцииуказанныхдинамикзаобводненныйпериодэксплуатации(обводненность выше 0,6 д.ед.) составил соответственно -0,67, -0,72, -0,66.Аналогичное отмечено и для других залежей нефти с подстилающей водой.73а) − результаты увеличения отборов жидкости из скважин объекта БС11 Майскогоместорождения: 1 – средний дебит по нефти, 2 – средний дебит по жидкости,3 – средняя обводненность продукцииб) − результаты ОПЗ в нагнетательной скважине № 1202 объекта БП10-11Тарасовского месторождения: 1 – приемистость данной скважины, 2 – средняяобводненность продукции реагирующих добывающих скважинРисунок 2.1 − Примеры влияния различных ГТМ на динамику обводненияпродукции скважин залежей нефти с подстилающей водой и разделяющейглинистой перемычкойДлячистонефтяныхзалежейобъектовБС4+5Приразломногоместорождения, БС18 Мало-Балыкского и БП14 Тарасовского коэффициент74корреляции динамик суммарной закачки и средней обводненности продукции втечение обводненного периода эксплуатации составил соответственно 0,83, 0,86и 0,81.
Аналогичное отмечено и для других чисто нефтяных залежей.На рис. 2.2 представлены сравнительные динамики средней обводненностипродукции и среднего пластового давления для ЗПВ объекта БП10-11 и для ЧНЗобъекта БП14 Тарасовского месторождения [236, 237]. Их корреляционный анализпозволил отметить отрицательное значение коэффициента корреляции этихдинамик для ЗПВ объекта БП10-11 в течение первых двух третей периода ееэксплуатации (рис. 2.2а), когда скважины обводняются лишь подошвенной водой.Оно составило -0,56.Для чисто нефтяной залежи объекта БП14 отмечается положительноезначение указанного коэффициента корреляции (рис.
2.2б), составившее 0,84.Таким образом, различие закономерностей обводнения скважин ЗПВ и ЧНЗ, вчастности при изменении объемов закачки, объясняется различием механизмових обводнения и различием влияния на них энергетического состояния пласта.Гидродинамические механизмы проявления отмеченных особенностейобводнения скважин залежей нефти различного строения рассмотрены ниже.а) − ЗПВ объекта БП10-1175б) − ЧНЗ объекта БП14Рисунок 2.2 − Сравнительный анализ динамик обводнения продукции и среднегопластового давления для ЗПВ объекта БП10-11 и для ЧНЗ объекта БП14Тарасовского месторождения относительно шкалы выработанности НИЗ нефти:1 – среднее пластовое давление, 2 – средняя обводненность продукции2.2 Результаты промысловых исследований в скважинах и численныхисследований в гидродинамическом симуляторе нефтяного пластаДля объяснения отмеченных выше закономерностей обводнения скважинзалежей нефти различного строения ниже представлены результаты промысловыхисследованийтакихскважин,атакжечисленныхисследованийвгидродинамическом симуляторе нефтяного пласта.2.2.1 Чисто нефтяные залежиРезультатыпромыслово-геофизическихигидродинамическихисследований скважин чисто нефтяных залежей Западной Сибири рассмотрим напримере объекта БП14 Тарасовского месторождения.ОбъектБП14Тарасовскогоместорожденияпредставлензалежьюструктурно-литологического типа.
Продуктивный разрез ее представлен шестьюпропластками песчаника в основном клиноформенного строения: БП141, БП142,БП143, БП144, БП145 и БП146.76По площади наиболее выдержан пропласток БП141, особенно в западной ицентральной областях залежи. Наименее выдержаны нижние пропластки БП145 иБП146, залегающие в восточной области залежи. Наибольшие суммарныенефтенасыщенные толщины отмечаются в центральной области залежи.Средняя проницаемость коллекторов составляет 10,0 мД.
Низкая еевеличина связана с малыми размерами зерен и с их плотной упаковкой, а также сповышенным содержанием цемента хлорит-гидрослюдистого состава. Разбросзначений составляет от нуля до 200 мД. Отмечается тенденция сниженияпроницаемости по разрезу объекта сверху вниз. Согласно распределениюпроницаемости по нефтенасыщенной толщине основная часть толщин имеетпроницаемость до 50 мД., большая часть – до 20 мД., и лишь малая – выше 100мД.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
