Диссертация (1172962), страница 19

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 19)

Значениявышеназванныхкоэффициентовкорреляциипослеобработкисоставилисоответственно 0,52 и 0,7.Снижение добычи воды при росте коэффициента корреляции динамикзакачки и добычи воды указывает на то, что это снижение произошло за счетподошвенных вод, а сохранившаяся после обработки попутная вода в продукциипредставлена закачиваемой. При этом некоторое увеличение коэффициентакорреляции динамик закачки и добычи нефти указывает на улучшениеэффективности вытеснения нефти водой из пласта.Таким образом, результаты анализа указывают на механизм воздействияПОТ, заключающийся в тампонировании водонасыщенной части продуктивногопласта в результате обработки нагнетательной скважины СПС.Другиепримерыиспользованияграфо-аналитическойметодикидиагностики механизмов обводнения скважин и оценки стадии разработки научастке залежи при ее заводнении и обводнении продукции представлены в гл.

4.1062.4 Совершенствование методик подбора объектов для проведения работ поборьбе с опережающим обводнением продукции и по увеличению охватапласта заводнениемВ данном параграфе представлены результаты исследований по уточнениюи обоснованию критериев применимости наиболее распространенных методовборьбы с опережающим обводнением скважин и увеличения охвата пластазаводнением: РИР по ликвидации в скважинах ЗКЦ и негерметичностиэксплуатационной колонны или забоя, ВПП в нагнетательных скважинах и ОВП вдобывающих, а также ГТМ в скважинах по увеличению отборов жидкости изпласта при недопущении роста обводненности и темпа обводнения продукции.На основе уточненных и обоснованных критериев усовершенствованыметодики подбора объектов для проведения таких работ, включающие такжесравнительный их анализ по:механизмам обводнения продукции;величине приходящихся ОИЗ нефти выработанности НИЗ;степени проблемности;потенциалу добычи нефти после проведения работ.Поставленнаязадачарешаласьпроведениемфакторногоанализаэффективности практических мероприятий на нефтяных месторождениях ичисленных исследований в симуляторе нефтяного пласта [236, 237, 250, 251, 252].Расчетное поле в симуляторе для проведения численных исследований поуточнению критериев применимости ВПП нагнетательных скважин построено наоснове описанной выше схематической модели элемента площадной системызаводнения ЧНЗ.

В ходе исследований анализировалась расчетная динамикаэксплуатационных показателей нагнетательной скважины, обработанной сшитымполимерным составом, и шести окружающих реагирующих добывающих. Длямоделирования технологии СПС был использован блок полимерного заводнения,в который вводились реологические и другие характеристики, свойственныесшитому полимерному составу.107ПримоделированиитехнологииВППнагнетательныхскважинсиспользованием сшитых полимерных составов учтены следующие пункты еемеханизма действия:закачка СПС в пласт через нагнетательную скважину I5 присниженном забойном давлении относительно давления нагнетания воды;увеличение вязкости закаченного состава в ПЗП;временное снижение приемистости обработанной нагнетательнойскважины за счет экранирования высокопроницаемых пропластков;рост в результате этого гидросопротивлений в высокопроницаемомпропластке, куда проникла основная часть сшитого полимерного состава;повышение в результате этого забойного давления при последующемнагнетании воды;переориентация потоков закачиваемой воды по разрезу продуктивногопласта на менее проницаемые пропластки и по площади высокопроницаемых.Механизм повышения эффективности заводнения нефтяного пласта врезультате проведения ВПП нагнетательной скважины иллюстрирует рис.

2.13.Нарис.нефтенасыщенности2.13апредставленомоделиизменениепрофиляпроницаемостно-неоднородноготекущейпластапослеобработки нагнетательной скважины I5 сшитым полимерным составом. Верхнийпрофиль построен через 12 месяцев после ВПП, которое осуществлялось подостижению средней обводненности реагирующих скважин значения 0,8 д.ед.Нижний профиль построен на ту же дату, но для случая непроведения ВПП.Сравнительный анализ профилей позволяет отметить, что после ВППскважины I5 нефтенасыщенность второго сверху прослоя ПЗП реагирующейскважины несколько снизилась, т.е. вырос охват пласта заводнением по разрезу.На рис. 2.13б представлено изменение карты нефтенасыщенности нижнегонаиболее проницаемого (306,9 мД.) пропластка модели участка ЧНЗ в результатепроведения ВПП нагнетательной скважины I5.Карта слева построена через 12 месяцев после проведения мероприятия.108а) − профиль текущей нефтенасыщенности схематической модели элементазаводненияЧНЗс8–микратнойвертикальнойпроницаемостнойнеоднородностью, построенный через год после проведения ВПП нагнетательнойскважины I5 (картинка сверху) и на ту же дату, но при его непроведении (снизу)0,33Нефтенасыщенность, д.ед.0,8б) − карта текущей нефтенасыщенности нижнего наиболее проницаемогопропластка схематической модели элемента заводнения пласта с 32-х кратнойпроницаемостной неоднородностью через год после ВПП нагнетательнойскважины I5 (картинка слева) и на ту же дату при его непроведении (справа)Рисунок 2.13 − Изменения в распределении нефтенасыщенности по разрезу и поплощади схематической модели элемента системы заводнения ЧНЗ в результатепроведения ВПП в нагнетательной скв.

I5109Карта справа построена на ту же дату, но для случая непроведения ВПП.Сравнительный анализ карт позволяет отметить заметное уменьшение целиковостаточной нефти в застойных зонах в результате проведения мероприятия. Этоуказывает на увеличение охвата заводнением по простиранию нижнего наиболеепроницаемого пропластка.Анализ рисунка в целом позволяет сделать вывод, что эффект от ВППнагнетательной скважины в большей степени обеспечивается увеличением охватазаводнениемвысокопроницаемыхпропластковпопростиранию,чемнизкопроницаемых по разрезу.

Причем, как показывают результаты сериирасчетов, данная закономерность усиливается с увеличением вертикальнойпроницаемостной неоднородности пласта.Порядок проведения численных исследований по уточнению критериевприменимости ВПП в нагнетательных скважинах был следующим. Приварьировании значений одного из показателей модели и сохранении постоянстваостальных осуществлялись расчеты динамик добычи и закачки для случаев спроведениемибезпроведенияВППвнагнетательнойскважинеI5.Сравнительным анализом результатов расчетов оценивалось влияние данногопоказателянаэффективностьмероприятия.Вкачествепоказателейэффективности ВПП анализировались следующие: прирост среднего дебита понефти реагирующих скважин, его относительный прирост, снижение среднейобводненности их продукции.Так было исследовано влияние на эффективность ВПП в нагнетательныхскважинах основных геологических и технологических факторов.

Результатычисленных исследований подтверждались результатами факторного анализаэффективности данного мероприятия на месторождениях Ноябрьского регионаЗападной Сибири в 2006 − 2008 гг. [250, 251, 252].При исследовании критериев применимости работ по ОВП в добывающихскважинах использована схематическая секторная модель элемента смещеннойрядной системы заводнения ЧНЗ (рис. 2.14), включающая две скважины I1 и I2110нагнетательного ряда и скважину Р1 первого ряда отбора. Пласт в моделипредставлен двумя пропластками с различными значениями проницаемости и столщиной по 8,0 м каждый, разделенными непроницаемой перемычкой.

Средниегеолого-физические характеристики пласта, его диаграммы ОФП и свойствапластовых флюидов соответствовали фактическим данным объекта БС10Мамонтовского месторождения.Рисунок 2.14 − Схематическая секторная модель элемента смещенной ряднойсистемы заводнения продуктивного пласта ЧНЗРазмеры модели составляли 500,0500,020,0 м, а размеры расчетныхячеек – 23,823,82,0 м. Изоляция обводненного пропластка моделироваласьликвидацией его контакта с добывающей скважиной P1 при достиженииобводненности продукции этой скважины, равной 0,98 д.ед.В качестве показателя эффективности работ по ОВП в скважине Р1анализировалась величина снижения добычи ею воды или снижения ееобводненности. Результаты вычислительных экспериментов подтверждалисьрезультатами практических работ на месторождениях Нефтеюганского регионаЗападной Сибири начиная с 1985 г.

[197].Критерии применимости РИР по ликвидации ЗКЦ и по восстановлениюгерметичности эксплуатационных колонн в скважинах уточнялись проведениемчисленных исследований и также анализа результатов практических работ на мес111торождениях Западной Сибири за 2008 − 2010 гг. [253, 254, 255, 256, 257].Критерии применимости в скважинах ГТМ по увеличению отборовжидкости из пласта при недопущении последующего роста обводненности итемпа обводнения продукции уточнялись на основе результатов факторногоанализа эффективности таких работ на месторождениях Западной Сибири запериод начиная с 1995 г [235, 236, 237, 257, 258].2.4.1 Уточнение и обоснование геологических критериев применимостипотокоотклоняющих технологий, а также ремонтно- и водоизоляционныхработ в скважинахКак отмечено в первой главе, геологические условия нефтяной залежиопределяют выбор системы ее разработки и ее эффективность.

Характеристики

Список файлов диссертации