Диссертация (1172962), страница 22
Текст из файла (страница 22)
Опыт показывает, что успешностьРИР по ликвидации ЗКЦ в скважине определяется также толщиной разделяющейглинистой перемычки и применяемой при этом технологией. При использованиив ходе проведения РИР цементного состава путем задавки его в каналзаколонного перетока минимальная толщина перемычки, обеспечивающая успех,обычно составляет 3 м, а при использовании смол − 2 м.
При использовании жеспец.отверстий минимальная необходимая толщина перемычки составляет около1 м. При этом рекомендуется применять смолы в силу их более высокой посравнению с цементом прочности и пластичности.Результаты статистического анализа эффективности ГРП [258] показывают,что минимальная толщина глинистой перемычки между продуктивным пластом иего водонасыщенной подошвенной частью, обеспечивающая ее целостность припроведении операции, составляет 5 м.
(см. приложение 8).2.4.2 Уточнение и обоснование технологических критериев применимостипотокоотклоняющих технологий, а также ремонтнои водоизоляционных работ в скважинахКак отмечено в первой главе, технологические факторы во влиянии наэффективность заводнения залежи нефти играют подчиненную роль. Такую жероль они играют и во влиянии на эффективность гидродинамических и физикохимических технологий УОПЗ, а также ОВП и РИР в скважинах.Вместе с тем анализ технологических показателей разработки позволяетнаходитьпроблемныезалежи,участки,илискважины,оцениватьихпроблемность и целесообразность проведения в них работ, а также потенциал ихэффективности.
Ниже рассмотрено влияние технологических показателейразработки залежей нефти на эффективность работ по увеличению охвата пластазаводнением, ремонтно- и водоизоляционных работ в скважинах, а также работ127по увеличению отборов жидкости из скважин при недопущении ростаобводненности и темпа обводнения продукции.Базовое значение обводненности продукции. На рис. 2.20а представленырезультаты анализа эффективности промысловых работ по ВПП нагнетательныхскважин на месторождениях Ноябрьского региона Западной Сибири 2006 − 2008гг.
[250, 251, 252]. На рисунке отмечаются две тенденции:1. Куполообразная зависимость величины снижения средней обводненностипродукции реагирующих скважин после ВПП в нагнетательной от среднегобазового значения обводненности их продукции [250, 251, 252]. Как видим,наибольшее снижение обводненности отмечается при ее базовых значениях 0,4 −0,5 д.ед. Аналогичная зависимость получена по результатам численныхисследований (рис. 2.20б).2.
Наибольший же относительный прирост дебита по нефти реагирующихскважин после ВПП нагнетательной отмечается при базовых значениях ихсредней обводненности выше 0,9 д.ед., т.е. на поздней стадии разработки.Как видим, имеет место различие оптимальных базовых значенийобводненности продукции с точки зрения максимального ее снижения послепроведения ВПП и с точки зрения максимального прироста добычи нефти. Этообъясняетсявлияниемселективностиэкранированиявысокопроницаемыхпропластков, которая увеличивается с ростом базовой обводненности скважин имаксимальна на поздней стадии разработки.Наибольшаяселективностьэкранирования промытых выскопроницаемых пропластков обусловливает болеевысокий относительный прирост дебита по нефти при сравнительно меньшемснижении обводненности продукции.На рис.
2.20в представлена полученная по результатам численныхисследований зависимость величины снижения добычи воды в течение двух летэксплуатации скважины после проведения в ней ОВП от базовой обводненностиее продукции. Здесь отмечается прямая связь.Результаты анализа эффективности форсирования отборов жидкости из128пласта на месторождениях Пуровского региона Западной Сибири за счетоптимизации режимов работы скважин отметили тенденцию снижения величиныприроста обводненности продукции с ростом ее базового значения.а) − влияние на показатели эффективности ВПП в нагнетательных скважинахсогласно анализу результатов работ на месторождениях Ноябрьского регионаЗападной Сибири: 1 – величина снижения средней обводненности реагирующихскважин; 2 – относительный прирост их дебита по нефтиб) − влияние на величину снижения обводненности продукции реагирующихдобывающих скважин после проведения ВПП в нагнетательных согласнорезультатам численных исследований129в) − влияние на величину снижения добычи воды в течение двух лет послепроведения ОВП в добывающей скважине согласно результатам численныхисследованийг) − влияние на величину прироста обводненности скважины после проведения вней ГРП согласно результатам анализа эффективности практических работ наобъекте БП14 Тарасовского месторожденияРисунок 2.20 − Влияние величины базовой обводненности продукциидобывающих скважин на показатели эффективности ВПП в нагнетательных, ОВПв добывающих, а также эффективности их стимуляции методом ГРП130Такая же тенденция отмечена при анализе результатов стимуляции скважинс проведением ГРП (рис.
2.20г) или ОПЗ [236, 237, 258, 259]. Причем припревышениибазовымзначениемобводненностискважинынекоторогокритического после ГТМ отмечается ее снижение. Согласно результатам работ наЧНЗ объекта БП14 Тарасовского месторождения (приложение 9) при проведенииГРП данное критическое значение составляло около 0,3, при оптимизации − 0,6, апри проведении ОПЗ − около 0,9. Согласно результатам работ на ЗПВ объектаПК19-20 Барсуковского месторождения (приложение 9) при проведении ГРПданное критическое значение составляло около 0,5, при проведении оптимизациирежима работы − 0,9, а при проведении ОПЗ − около 0,75.Объяснитьполученнуюзакономерностьможноиспользуяновуюсхематизацию проницаемостно-неоднородного пласта.
Известна старая егосхематизация в виде двухслойной модели [234]. В нашем случае неоднородныйпласт удобнее представить в виде модели, состоящей из трех пропластков:высокопроницаемый, заводненный к моменту проведения ГТМ;среднепроницаемый, вмещающий основную часть запасов пласта;низкопроницаемый, не вовлеченный в заводнение.Нарис.2.21схематическипредставленоположениеФНВвразнопроницаемых пропластках продуктивного пласта на разных стадиях егоразработки при заводнении. Реакция скважины на увеличение отборов жидкостиопределяется ее обводненностью на момент проведения мероприятия, а такжесоотношением проницаемостей и толщин разнонасыщенных пропластков.Проницаемостнаянеоднородностьпластаобусловливаетегонеоднородность по пьезопроводности.
Поэтому при увеличении отборовжидкости на третьей стадии разработки пластовое давление падает в первую очередь в заводненном высокопроницаемом пропластке ПЗП добывающих скважин.Там устанавливается наибольший градиент давления, из-за чего их дебит по водеувеличивается. Потом область снижения давления распространяется на средне-131проницаемый пропласток, где ФНВ уже почти подошел к добывающимскважинам (рис. 2.21а).
В результате там увеличивается градиент давления, чтоможет привести к прорыву к скважинам ФНВ и к увеличению их обводненности.Если увеличение отборов жидкости проводится при завершающей стадииразработки залежи (Рис. 2.21б), то установка высокого градиента давлениясначала в высокопроницаемой части ПЗП приводит к росту дебитов по воде.Дальнейшая его установка в средненасыщенной среднепроницаемой частиприводит к пропорциональному росту дебитов и по нефти и по воде.Последующая же установка высокого градиента давления в нефтенасыщеннойнизкопроницаемой части пласта приводит к вовлечению его в разработку, кувеличению дебитов по нефти и к снижению обводненности продукции скважин(рис. 2.21б).
Результат мероприятия зависит от текущего соотношенияпроницаемостей, а также толщин промытых водой и нефтенасыщенныхпропластков, т.е. от степени его выработанности и стадии разработки.Таким образом, базовое значение обводненности продукции скважины ивыработанность ее зоны дренирования являются важными показателями,определяющими эффективность потокоотклоняющих технологий, технологийОВП в скважинах, а также увеличения отборов жидкости из пласта.а) – третья стадия разработки проницаемостно-неоднородного пласта132б) – завершающая стадия разработки проницаемостно-неоднородного пластаРисунок 2.21 – Схема распределения насыщенности в трехслойной схемеслоистого проницаемостно-неоднородного продуктивного пласта на различныхстадиях его разработки при заводнении (синим цветом отмечена вода,коричневым – нефть)Степеньвыработанностиначальныхивеличинаостаточныхприходящихся запасов нефти.
Из опыта применения ВПП нагнетательныхскважин на нефтяных месторождениях известна тенденция снижения ихэффективности с ростом выработанности приходящихся запасов нефти. Вчастности отмечено, что при величине выработанности приходящихся НИЗ нефтиучастка воздействия выше 0,9 д.ед. эффект от проведения ВПП нагнетательныхскважин незначителен. На рис. 2.22а представлена построенная по результатаманализа эффективности практических работ на месторождениях Ноябрьскогорегиона Западной Сибири зависимость среднего относительного прироста добычинефти после проведения ВПП от выработанности приходящихся НИЗ нефти.Как видим, отмечается обратная зависимость. Это позволяет рекомендоватьпроведение работ по ВПП нагнетательных скважин на залежах нефти или ихучасткахсотносительноневысокойвыработанностьюприходящихсяизвлекаемых запасов нефти.
Аналогичное влияние выработанность приходящихсяизвлекаемых запасов нефти оказывает на эффективность РИР и ОВП в скважинах.АнализрезультатовпрактическогоприменениятехнологийВППнагнетательных скважин также позволил отметить прямое влияние степени133выработанностиэффективностиприходящихсяповторныхНИЗобработокнефти(рис.накратность2.22а).Наиболееснижениясильноэффективность повторных обработок снижается при значениях выработанностиНИЗ нефти выше 0,8 д.ед.Результаты анализа эффективности мероприятий по увеличению отборовжидкости на ЧНЗ объекта БП14 Тарасовского месторождения путем оптимизациирежимовработыскважин[236,237]показывают,чтопривеличиневыработанности приходящихся НИЗ нефти менее 0,4 д.ед.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
