Диссертация (1172962), страница 18
Текст из файла (страница 18)
В результатебыл отмечен комплекс характерных изменений динамик эксплуатационныхпоказателей скважины (дебита по нефти, дебита по воде, обводненностипродукции, динамического уровня и др.), проявляющийся лишь при образованииданной проблемы. С использованием данного комплекса возможно выявлятьпроблемныескважиныпроведениеманализадинамикэксплуатационныхпоказателей всего добывающего фонда залежи. В результате был разработанметод поиска скважин с негерметичной эксплуатационной колонной и составленаспециальная программа, формирующая на основе электронной базы данныхдобычи скважин залежи нефти список проблемных скважин и подтверждающиеих проблемность графические материалы. На рис.
2.11 представлены такиематериалы для скважины № 4086 Ново-Пурпейского месторождения.Получаемыйсписокпроблемныхскважиндалееподтверждаетсявеличинами текущей или остановочной избыточной обводненности продукции,рассчитываемой для каждой добывающей скважины с помощью формулы (1.1).Скважина признается проблемной в случае подтверждения описанных признаковнегерметичности эксплуатационной колонны или ЗКЦ повышенными значениямитекущей или остановочной избыточной обводненности ее продукции, а такженакопленногоВНФпродукциииотносительнонизкимизначениямивыработанности приходящихся НИЗ нефти [241, 243, 244].Скважины, обводняющиеся посредством конуса воды, предполагаетсявыявлять сначала на основании отсутствия разделяющей глинистой перемычки вих разрезах, а затем подтверждать методом К.
Чана [298] проведением анализадинамики логарифма ВНФ продукции относительно логарифма времени, либонакопленной добычи нефти [48]. Куполообразный ее характер говорит оприсутствии конуса воды [298].Представленные выше новые аналитические методы в сочетании с методомЧана (см.
главу 1) составили графо-аналитическую методику диагностикимеханизмов обводнения нефтяных скважин.100Рисунок 2.11 − Динамика эксплуатационных показателей скв. № 4086 объектаБС101 Ново-Пурпейского месторождения, построенная в программе поискаскважин с негерметичной эксплуатационной колоннойМетодика позволяет отмечать следующие механизмы обводнения скважин:1. Реликтовая вода, присутствие которой связано с повышенной начальнойводонасыщенностью продуктивного пласта.2.
Контурная вода, поступающая к скважине по продуктивному пласту.3.Контурнаявода,поступающаякскважинепоневскрытойнефтенаыщенной, но подошвенной части продуктивного пласта, а в самускважину − посредством заколонного перетока (примеры представлены впараграфе 4.1).4.
Подошвенная пластовая вода, поступающая в скважину из невскрытойводонасыщенной подовы нефтяного пласта посредством:подъема конуса воды в пределах ПЗП;заколонных перетоков.5. Закачиваемая вода, поступающая к скважине по продуктивному пласту.6. Закачиваемая вода, поступающая к добывающей скважине первого ряда101отбора по невскрытой водонасыщенной подошве продуктивного пласта, куда онапопадает посредством заколонного перетока в нагнетательной скважине, а в самудобывающую − посредством заколонного перетока в ней.7. Чуждая вода, поступающая в скважину через негерметичность в ееэксплуатационной колонне или на забое.Сравнение данного списка механизмов обводнения скважин, выявляемых спомощью графо-аналитической методики, с классификацией таких механизмов,описанных в литературе [18] (см.
главу 1), позволяет отметить два принципиальноновых представленных ниже механизма.1. Контурная вода, поступающая к приконтурной скважине по невскрытойнефтенасыщенной, но подошвенной части продуктивного пласта, а в самускважину − посредством заколонного перетока.2. Закачиваемая вода, поступающая к добывающей скважине первого рядаотбора по невскрытой водонасыщенной подошве продуктивного пласта, куда онапопадает посредством заколонного перетока в нагнетательной скважине, а в самудобывающую скважину − посредством заколонного перетокав ней.2.3.5 Статистический метод оценки стадии разработки на участкенефтяной залежи при ее заводнении и обводнении продукцииВажным фактором, влияющим на эффективность потокоотклоняющихтехнологий является стадия разработки (заводнения) на участке их воздействияпродуктивного пласта.
Неоднородные по проницаемости пласты заводняютсянеравномерно. К моменту времени, когда высокопроницаемая часть пласта уже восновном заводнена, среднепроницаемая часть обычно находится в активной фазезаводнения. При обработке нагнетательной скважины водным растворомгелеобразующегосоставапоследнийзасчетпреимуществпофазовойпроницаемости проникает как в полностью, так и в частично заводненныепропластки.Врезультатегельможетсформироватьсяивчастичнонефтенасыщенных пропластках, что может снизить добычу нефти.Также возможен случай, когда фронт вытеснения нефти водой в среднепро-102ницаемых пропластках уже подошел к добывающим скважинам.
В такихусловиях проведение ВПП нагнетательной скважины, обычно сопровождаемоеростом давления нагнетания воды, может привести к прорыву фронта вытесненияв среднепроницаемых пропластках к добывающим скважинам и к резкомуувеличению обводненности продукции.С этой точки зрения оптимальной датой начала работ по ВППнагнетательныхскважин,обеспечивающеймаксимальнуюселективностьэкранирования заводненных пропластков, является та, при которой вовлеченные вразработку высоко и среднепроницаемые пропластки в основном заводнены, аостаточные запасы нефти локализованы в невовлеченных в заводнениенизкопроницаемыхпропластках.Такиеусловиянаиболеесоответствуютчетвертой завершающей стадии разработки данного участка залежи при высокойобводненностью продукции.
Это побуждает выбирать для проведения такихработ именно такие участки с высокой обводненностью продукции.СцельюнахожденияоптимальнойдатыначалаработпоВППнагнетательных скважин предложен корреляционный статистический методоценки текущей стадии разработки на участке проницаемостно-неоднородногопродуктивного пласта [240]. Используется анализ корреляции динамик объемазакачки, добычи нефти и добычи воды по участку.Если на анализируемом участке нефтяного пласта значение коэффициентакорреляции динамик суммарного объема закачки и суммарной добычи водывысокое, а значение коэффициента корреляции динамик суммарного объемазакачки и суммарной добычи нефти низкое (2.15) или ниже нуля, то это означает,чтововлеченныевразработкупропласткивосновномзаводнены,анефтенасыщенные на текущий момент пропластки в заводнение не вовлечены.Такие условия обеспечивают максимальную селективность экранированиязаводненной части разреза пласта при проведении ВПП.водазакачкаK корр 0,5нефть закачкаK корр 0,5 ,103(2.15)где К корр вода-закачка – коэффициент корреляции динамик добычи воды и объемадействующей на скважину закачки, д.ед.Повышенный же коэффициент корреляции динамик объема закачки идобычи нефти указывает на присутствие на данном участке пласта процессоввытеснения нефти водой, что не позволяет проводить операции по ВППдостаточно селективно.2.3.6 Примеры использования графо-аналитической методики диагностикимеханизмов обводнения нефтяных скважин и статистического методаоценки стадии разработки на участке нефтяной залежиНа рис.
2.12 представлена карта механизмов обводнения нефтяных скважинзападной среднедевонской залежи нефтяного месторождения А. Усинскогорегиона республика Коми совместно с ее картой текущих отборов и остаточныхнефтенасыщенных толщин. Данный весьма сложный объект разработкипредставлен пятью гидродинамически не связанными пластами песчаника,каждыйизкоторыхобразуетпластовуюсводовуюзалежь,частичнотектонически, либо литологически экранированную.В связи с поздним вводом на залежи системы ППД пластовое давление впервые годы ее эксплуатации упало ниже давления насыщения нефти газом, чтоспособствовало раннему обводнению скважин подошвенными и контурнымиводами.
Ввод же системы ППД в данных условиях привел к быстромуобводнению скважин закачиваемой водой.Карта механизмов обводнения данного объекта указывает скважины,обводняющиеся посредством ЗКЦ, негерметичности эксплуатационной колонны,прорыва контурных вод, прорыва нагнетаемых вод по продуктивному пласту, атакже по его водонасыщенной подошвенной части. Сплошными голубымистрелками на карте отмечены основные направления движения закачиваемойводы по продуктивному пласту от нагнетательных скважин к добывающим, апунктирными − направления ее движения по водонасыщенной подошвеннойчасти пласта. Совместный анализ карт позволил адресно подобрать для данногообъекта разработки скважины для проведения РИР, ОВП, ГРП, ОПЗ и ВПП.104Ниже представлен пример использования описанных корреляционныхметодов для оценки механизма действия ПОТ на ЗПВ объекта АС5-6Мамонтовского месторождения.Рисунок 2.12 − Карта текущих отборов, остаточных нефтенасыщенных толщин имеханизмов обводнения действующих нефтяных скважин, западнойсреднедевонской залежи месторождения А.
Усинского региона на 01.07.2014 г.105С декабря 1994 г. по ноябрь 2000 г. сводовая часть этой залежи являласьучастком применения большеобъемных гелевых составов. Обработкам былиподвергнуты 13 нагнетательных скважин.В скважине № 7234, расположенной в сводовой части структуры залежи,за указанный период было проведено пять обработок. На участке действияданной скважины перед началом обработок значения коэффициентов корреляциидинамики объема закачки с динамиками добычи нефти и добычи воды составлялисоответственно 0,516 и 0,58. Невысокие их значения указывали с одной сторонына малоэффективное вытеснение, с другой – на присутствие в попутной воде какзакачиваемых, так и подошвенных вод.В результате первой обработки скважины № 7234 снизилась ееприемистость и добыча воды в окружающих добывающих скважинах. Средняяобводненность продукции реагирующих скважин упала на 0,2 д.ед.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
