Диссертация (1172962), страница 24
Текст из файла (страница 24)
Результаты исследований, представленные в параграфе 2.2, показывают, что в условиях ЧНЗ имеетместо прямая связь величин темпа обводнения продукции скважин и градиентадавления вдоль пласта. Существование данной закономерности при условиипостоянства значений забойного давления в добывающих скважинах означаетпрямую связь темпа обводнения продукции с величиной пластового давления.С другой стороны результаты факторного анализа эффективности ВППнагнетательных скважин показывают прямое влияние величины интенсивностиобводнения продукции скважин.
Перечисленное обусловливает приоритетностьприменения технологий ВПП нагнетательных скважин в зонах с высокимпластовым давлением, т.е. с высокой компенсацией отборов жидкости закачкой.Кроме того, важным фактором, определяющим эффективность ГТМ поувеличению отборов жидкости из пласта, является его скомпенсированностьувеличением закачки, либо энергетической активностью законтурной областипласта. Хорошей иллюстрацией этому являются результаты мероприятий,проведенных на западной среднедевонской залежи месторождения А.
Усинскогорегиона республики Коми в 2012 − 2013 гг., представленные в приложении 14.Эти мероприятия, в основном обеспечивали интенсификацию отборов жидкостииз скважин (приложение 12а), однако в целом по залежи суммарные отборы142нефти и жидкости снизились (приложение 12б) из-за снижения объемов закачкиводы в пласт.Таким образом, работы по стимуляции скважин и оптимизации режимов ихработы целесообразно проводить при скомпенсированности роста отборовжидкости ростом закачки, либо активностью законтурной области пласта.Стадия заводнения продуктивного пласта. Рисунок 2.20а наглядноиллюстрирует наибольшую эффективность ВПП на поздней стадии разработкиучастка воздействия.
В параграфе 2.3 представлен корреляционный метод оценкистадии разработки на участке продуктивного пласта при его заводнении иобводненной продукции. В соответствии с этим воздействие ПОТ на ЧНЗрекомендуется начинать при следующих условиях: высокое значение на данном участке пласта коэффициента корреляциидинамик объема закачки и добычи жидкости (2.21), указывающее на присутствиегидродинамической связи между нагнетательной и добывающими скважинами;жидкостьзакачкаK корр 0,5 ,(2.21)где К корр жидкость-закачка – коэффициент корреляции динамик добычи жидкости иобъема закачки, д.ед. высокое значение коэффициента корреляции динамик объема закачкии добычи воды, указывающее на обводнение скважин закачиваемой водой; низкое, либо отрицательное значение коэффициента корреляциидинамик объема закачки и добычи нефти, указывающее на отсутствие, либонезначительность процессов вытеснения нефти водой из пласта, т.е.
на позднююстадию разработки данного участка.Последний критерий применимости ПОТ актуален и для условий ЗПВ.Соблюдение данных «корреляционных» критериев обеспечивает селективностьэкранирования высокопроницаемых пропластков при проведении ВПП.Таким образом, по результатам проведенных исследований уточненыкритерии применимости потокоотклоняющих технологий, технологий ОВП иРИР в скважинах, а также их стимуляции и оптимизации режимов работы при143недопущениипоследующегоростаобводненностиитемпаобводненияпродукции.
При этом граничные значения данных показателей в качествекритериев применимости зависят от множества факторов. Например, соснижением вязкости пластовой нефти снижается величина наименьшегодопустимого значения проницаемости пласта.
Поэтому для каждой залежи имеютместо свои граничные значения геологических и технологических показателей,как критериев применимости рассмотренных технологий.В данной работе не анализировались такие очевидные закономерности как,например, влияние на эффективность работ выдержанности пласта − коллектора.Представленныерезультатыисследованийвошливосновуусовершенствованных методик подбора скважин для применения ПОТ, ОВП иРИР [236, 237, 241, 253, 261, 262], а также для их стимуляции и оптимизациирежимов работы при недопущении роста обводненности и темпа обводненияпродукции [236, 237, 263, 264].2.4.3 Влияние расположения скважины в системе заводнения нефтянойзалежи на эффективность ремонтно- и водо-изоляционных работ, а такжеработ по увеличению ее дебита жидкостиПри планировании мероприятий по ОВП и РИР в скважинах, а также поувеличению, либо восстановлению их дебитов по жидкости важно учитывать ихрасположение относительно нагнетательных скважин и контура нефтеносности.Мероприятия в скважинах по увеличению их дебита жидкости.
Спозиции влияния выработанности запасов нефти на эффективность таких ГТМ вдобывающих скважинах наихудшее их расположение – в первом рядуотносительнонагнетательной[236,237,265],либоактивногоконтуранефтеносности.Результатыпромысловыхработтакжепоказываютвлияниенаэффективность таких ГТМ в скважинах второго ряда отбора, мероприятий,проводимых в соседних скважинах первого ряда, в частности их остановки илиперевода в ППД после обводнения продукции. Такое сочетание мероприятиймассово проводилось в НК "ЮКОС".144Рассмотримрезультатыспециальнопоставленноговычислительногоэксперимента [236, 237, 265].
В эксперименте была использована схематическаямодель элемента рядной системы заводнения (рис. 2.25а), включающаянагнетательную скважину I1 и скважины P1, P2 и P3 соответственно первого,второго и третьего рядов отбора. Расстояние между скважинами задано согласнофактической сетке скважин объекта БС10 Мамонтовского месторождения.Продуктивный пласт представлен песчаным монолитом толщиной 10,0 м.Размеры расчетных ячеек составляли 21,0 × 21,0 × 1,0 м.
Проницаемость пластапо латерали задана равной 150,0 мД., а по вертикали – 50,0 мД. Диаграммы ОФПзаданы типовые для гидрофильных полимиктовых коллекторов Западной Сибири.Термобарические условия пласта и свойства пластовых флюидов такжесоответствовали показатеоям указанного объекта разработки. Добыча и закачка вскважинах контролировались установкой постоянного забойного давления. Вдобывающих скважинах оно составляло по базовому варианту 130,0 атм., а пооптимизированному – 50,0 атм.Расчетдинамикпоказателейэксплуатациискважинпроведендляследующих мероприятий:1.
Оптимизация режима работы в необводненной скв. P1 первого ряда.а) − схематическаяпродуктивного пластамодельэлемента145трехряднойсистемызаводненияб) – распределение градиента давления и текущей водонасыщенности попоперечному сечению элемента заводнения пласта до и после увеличения дебитав скважине второго ряда отбора одновременно с остановкой скважины первогоряда: 1 – градиент давления до мероприятий, 2 – водонасыщенность до них, 3 –градиент давления после мероприятий, 4 – водонасыщенность после нихРисунок 2.25 − Исследование динамики обводнения скважины второго рядаотбора трехрядной системы заводнения пласта после увеличения ее дебитаодновременно с остановкой высокообводненной скважины первого ряда2. Оптимизация режима работы в скв.
P2 второго ряда отбора последостижения обводненности скв. P1 значения 0,95 д.ед.3. Оптимизация режима работы в скв. P2 и остановка скв. P1 последостижения ею обводненности 0,95 д.ед..4. Оптимизация режима работы в скв. P2 и пуск скв. P1 под закачку последостижения ею обводненности 0,95 д.ед.Результаты расчетов показали отсутствие роста темпа обводнения продукции форсированной скважины во втором варианте мероприятий (скв.
Р2). Востальных же вариантах отмечается его рост, особенно в третьем и в четвертом.Рост темпа обводнения скважины первого ряда отбора при увеличении еедебитапожидкостиобъясняетсяпредставленнымвышевлияниемвыработанности запасов нефти, т.к. в первом ряду она обычно наиболее высокая.Для объяснения роста темпа обводнения форсированной скважины послеоптимизации ее режима работы в третьем варианте эксперимента рассмотрим его146результаты более подробно. Механизм роста обводненности скважины второгоряда отбора после снижения в ней забойного давления при одновременнойостановке высокообводненной скважины первого ряда иллюстрирует рисунок2.25б. На нем представлены эпюры распределения по поперечному сечениюэлемента заводнения (сечению II – II на рис.
2.25а) текущей водонасыщенности иградиентадавлениявдольосновногонаправленияфильтрации,причемпредставлены для двух дат:непосредственно до проведения мероприятий;через полгода после их проведения.В результате проведения мероприятий средняя величина градиентадавления вдоль основной линии потока выросла почти вдвое (рис. 2.25б).Наибольшее же значение градиента давления стало отмечаться в средней частипоперечного сечения, через которую проходит основная часть потока. Это и ведетк кинжальному прорыву закачиваемой воды к скважине второго ряда (рис. 2.25а).Аналогичное происходит при проведении оптимизации режима в скважиневторого ряда одновременно с переводом скважины первого ряда под нагнетание.Результаты вычислительного эксперимента подтверждаются практическимипримерами.
Так,вдобывающейскважине №7268объектаБС10Мамонтовского месторождения, расположенной во втором ряду относительнонагнетательной скважины № 1796, в конце 2001 года и в начале 2002 года былипроведены две оптимизации глубино-насосного оборудования. Обе не привели кросту обводненности скважины. К росту обводненности скважины с 0,5 до 0,7д.ед. привела остановка высокообводненной скважины № 20311, расположеннойв первом ряду отбора (приложение 13).Очевидно, что аналогичные явления могут происходить при проведениитаких мероприятий в скважинах первого и второго рядов относительно активногоконтура нефтеносности.Описанное позволяют сделать следующие выводы:1. ГТМ по увеличению, или восстановлению дебита по жидкости не147рекомендуется проводить в скважинах первого ряда отбора.2.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
