Диссертация (1172962), страница 25

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

Текст из файла (страница 25)

Такие же ГТМ не рекомендуется проводить в скважинах второго рядаотбора одновременно с остановкой или переводом под закачку ближайшихскважин первого ряда.Работы по ОВП в добывающих скважинах. Практический опытпоказывает слабую эффективность работ по ОВП в добывающих скважинахпервого ряда отбора [197]. Это объясняется следующими причинами:относительно высокая выработанность приходящихся на скважиныпервого ряда отбора запасов нефти;повышенное пластовое давление в первом ряду отбора, что можетпривести к последующему выносу закаченного в пласт изоляционного материала;изоляция обводненного пропластка в скважине первого ряда отбораприводит к быстрому обводнению ближайшей скважины второго ряда.Действительно,еслиобводняющийвысокопроницаемыйпропластокрассматривать как отдельный пласт, то становится очевидным, что его изоляция вскважине первого ряда отбора приведет к таким же эффектам, как и приостановке этой скважины, т.е.

к быстрому обводнению скважины второго ряда.Это позволяет сделать вывод о нецелесообразности проведения работ поОВП в скважинах первого ряда отбора как относительно нагнетательных скважинтак и относительно активного контура нефтеносности.РИР по ликвидации ЗКЦ в добывающих скважинах ЗПВ. С цельюоптимизации подбора объектов РИР на ЗПВ при массовом обводнении скважин засчет ЗКЦ проведен специальный вычислительный эксперимент с использованиемсхематической модели блока заводнения [254]. Работы по ликвидации ЗКЦ вскважинах моделировались устранением их контакта с нижним водоноснымпропластком. Эффективность таких работ оценивалась величиной сниженияобводненности продукции скважин, либо блока заводнения.На рис. 2.26а представлены динамики обводненности продукции отдельнодля скважин первого, второго, третьего и четвертого рядов отбора относительно148нагнетательной в период до и после проведения в них РИР.

Дата проведения РИРотмечена на графике стрелкой.Снижение обводненности продукции скважин ЗПВ сразу после вводасистемы ППД объяснено в параграфе 2.2. Обводненность скважины первого рядаотбора вскоре после ввода системы ППД начинает быстро увеличиватьсявследствие прорыва к ней закачиваемой воды по продуктивному пласту.

Поэтомунаибольшая текущая обводненность продукции отмечается именно в скважинепервого ряда. В остальных же скважинах, обводняющихся посредством ЗКЦ,текущая обводненность увеличивается с их удалением от нагнетательной. Этообъясняется снижением пластового давления, ростом перепада давлений междупродуктивным и обводняющим подошвенным пластами и в итоге усилениеминтенсивности заколонных перетоков подошвенной воды.После достижения средней обводненностью продукции блока заводнениязначения 0,8 д.ед. в добывающих скважинах различных рядов отборапроводились РИР по ликвидации ЗКЦ. По описанной причине величина сниженияобводненности скважины после проведения в ней РИР увеличивается с ееудалением от нагнетательной скважины.Наименьшее снижение обводненности скважины после ликвидации в нейЗКЦ отмечается в скважине первого ряда отбора (рис.

2.26а), т.к. она в основномобводнена закачиваемойводой. Описанное позволяет сделать вывод онецелесообразности проведения РИР по ликвидации ЗКЦ в скважинах первогоряда отбора относительно нагнетательной скважины или контура нефтеносности.Данный вывод подтверждается расчетной динамикой доли подошвеннойводы в продукции скважины первого ряда отбора в ходе ее одновременногообводнениянагнетаемой.Сцельюрасчетатакойдинамикипроведенспециальный вычислительный эксперимент.Для того, чтобы расчетная обводненность скважины отражала лишь долюподошвенной воды в ее продукции, воздействие системы ППД смоделированозакачкой в пласт нефти149а) − расчетная динамика обводненности различных скважин ЗПВ, в которыхпроведены РИР по ликвидации ЗКЦ: 1 – скважина первого ряда отбора, 2 –скважина второго ряда, 3 – скважина третьего ряда, 4 – скважина четвертого рядаб) − расчетная динамика обводненности продукции скважины первого рядаотбора ЗПВ при: 1 – закачке в пласт воды, 2 – закачке в пласт нефтиРисунок 2.26 − Исследование приоритетности положения скважины в системезаводнения ЗПВ для эффективного проведения в ней РИР по ликвидации ЗКЦНа рис.

2.26б представлена динамика обводнения скважины первого рядаотбора при закачке в пласт воды. На ее основе для каждой точки графика быларассчитанавеличинаприростазабойногодавленияприеефонтаннойэксплуатации из-за из-за роста веса столба жидкости в трубах. Для этого былаиспользована формула (2.22).150Pf   g ( В   Н )  ( f ДО  f )101325H ,(2.22)где P(Δƒ) – прирост забойного давления за счет роста обводненности продукции,атм.;  В − удельный вес добываемой воды, кг/м3;  Н − удельный вес добываемойнефти, кг/м3; f до − базовое значение обводненности продукции, д.ед.; f – текущеезначение ее обводненности, д.ед.; Н – вертикальная глубина кровли пласта, м.Полученная растущая динамика забойного давления в скважине первогоряда отбора, связанная с ростом обводненности ее продукции, учтена вмодельных расчетах при закачке в пласт через нагнетательные скважины нефти.В результате была получена динамика доли подошвенной воды в продукциискважины при ее одновременном обводнении закачиваемой водой (рис.

2.26б).Анализ динамики позволяет отметить, что одновременное обводнение скважинызакачиваемой водой и подошвенной за счет ЗКЦ ведет к постепенному снижениюдоли последней в продукции.Все описанное позволяет сделать вывод о нецелесообразности проведенияРИРполиквидацииЗКЦвскважинах,обводняющихсяодновременнозакачиваемой или контурной водой, т.е. расположенных в первом ряду отбораотносительно нагнетательной скважины или активного контура нефтеносности.То же самое можно сказать о РИР по ликвидации негерметичностиэксплуатационной колонны.

РИР не могут остановить обводнение скважинзакачиваемойиликонтурнойводой.Наоборот,в результатесниженияобводненности скважины после РИР темп ее обводнения закачиваемой иликонтурной водой усиливается из-за снижения забойного давления.Таким образом, проведение РИР по ликвидации ЗКЦ или негерметичностиэксплуатационной колонны в скважинах первого ряда отбора относительнонагнетательных скважин или активного контура нефтеносности нецелесообразно.2.4.4 Совершенствование методики подбора объектов для примененияпотокоотклоняющих технологий и технологий ограничения водопритоковПодборнанефтянойзалежиучастковдлявоздействияпотокоотклоняющими технологиями увеличения охвата пласта заводнением и151нагнетательных скважин для проведения в них ВПП, а также добывающихскважин для проведения ОВП согласно усовершенствованной методике [236, 237,262] осуществляется в несколько этапов.

При этом используются уточненные иобоснованные критерии применимости (см. п. 2.4.1 – 2.4.3).Первый этап. Месторождение и его объекты разработки анализируется исравниваются между собой по выработанности запасов и по среднимтехнологическим показателямс цельювыявлениясрединихнаиболеепроблемных объектов, а также их наиболее проблемных участков.Сначала проводится дифференциальный анализ выработанности запасовнефтяного месторождения, заключающийся в сравнительной анализе повыработанности и по другим технологическим показателям отдельных объектовразработки и пластов совместно с анализом их средних геолого-физическихпоказателей с целью выделения среди них наиболее проблемных объектов иобъяснения причин их проблемности.Степень проблемности объекта или пласта оценивается при этомвеличиной показателя интенсивности обводнения его продукции (см.

п. 2.4.2).Далее сами проблемные объекты анализируются более подробно с целью поискав них наиболее проблемных участков и выяснения причин их проблемности.Относительно простые залежи нефти при этом анализируются с помощьюпостроения карт текущих отборов, отмечающих для каждой скважины дебит пожидкости или приемистость и обводненность ее продукции, карту остаточныхнефтенасыщенных толщин (ОННТ) или ОИЗ нефти, отражающую потенциалнакопленной дополнительно добычи нефти различных участков залежи, и картупоказателя интенсивности обводнения (ПИО) продукции скважин, отражающуюстепень проблемности этих участков, а также их потенциала по снижениюобводненности продукции.

Далее на залежи подбираются участки с наибольшими значениями этих показателей, отражающих с различных сторон потенциалдополнительной добычи нефти за счет увеличения охвата пласта заводнением.Проводится аналитическая диагностика механизмов обводнения нефтяныхскважин наиболее проблемных участков графо-аналитическими методами.152Следует при этом учесть, что для применения ПОТ необходимо подбиратьучастки, в которых скважины обводняются закачиваемой водой. Простейшиманалитическим методом выявления таких участков является сравнительныйанализ распределения величин текущей обводненности по скважинам взависимости от их положения относительно нагнетательных. В случаеприсутствия тенденции роста величины обводненности скважины с ее удалениемот нагнетательной основным механизмом обводнения скважин можно считатьпрорыв ФНВ. В случае же отсутствия такой тенденции имеет место обводнениескважин пластовой водой, в частности за счет ЗКЦ, что характерно за ЗПВ.Длясложнопостроенныхдополнительнопроводитьобъектовмногофакторныйразработкирекомендуетсядифференциальныйанализвыработанности запасов, технологических показателей разработки, результатовПГИ в скважинах, а также геолого-физических показателей пород-коллекторов сцелью уточнения причин низкой выработанности запасов в различных участкахзалежи.

Характеристики

Список файлов диссертации