Диссертация (1172962), страница 26

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

Текст из файла (страница 26)

Последовательность действий такого анализа в наиболее полной егоформе следующая:боткинадифференциация сложнопостроенного проблемного объекта разраучасткивсоответствиисегогеологическимстроениемиседиментационной моделью, распределением геолого-физических показателейколлектора по площади и существующей системой заводнения, расчет среднихтехнологических и геолого-физических показателей для каждого участка;локализация остаточных извлекаемых запасов нефти по площадинефтеносности данного объекта разработки, расчет текущей и прогнознойвыработанности НИЗ, а также величины ОИЗ нефти для каждого из его участков;статистическая обработка результатов ПГИ в скважинах и расчетсредних величин коэффициента работающей толщины продуктивного пласта длякаждого из выделенных участков;определение наиболее проблемных участков объекта и причин низкойвыработанности в них приходящихся НИЗ нефти проведением многофакторного153дифференциального анализа их геолого-промысловых показателей (подробнометод представлен в параграфе 4.3).для каждого проблемного участка проводится оценка стадииразработки и механизма обводнения нефтяных скважин с использованиемпредставленных выше аналитических методов (см.

гл. 2.1) [241].Второй этап. Отмеченные наиболее проблемные участки проблемныхобъектовразработкианализируютсянасоответствиеуточненнымиобоснованным технологическим критериям применимости ПОТ, выражающихтехнологические условия их наибольшей эффективности [250, 251]:относительнаяблизостьзначенийобводненностискважин,обеспечивающая наибольшее перераспределение потоков закачиваемой воды поразрезу продуктивного пласта после проведения ВПП в скважине;относительно высокие значения текущих и прогнозных (дляобводненности продукции 0,98 д.ед.) величин ОИЗ нефти, приходящихся наединицу площади, низкие значения прогнозной выработанности запасов нефти.высокое значение ПИО продукции участка, указывающее на еговысокую проблемность с позиции интенсивности обводнения продукции;высокиедебитыдобывающихскважинпожидкости,обусловливающие высокий потенциал прироста дебитов по нефти при сниженииих обводненности;повышенное пластовое давление, обусловливающее высокие темпыобводнения продукции и, соответственно, высокая компенсация отборовжидкости закачкой.Соответствие наиболее проблемных участков первым пяти критериямконтролируется построением и анализом тех же карт текущих отборов, ОННТ иПИО.

Пятому − построением и анализом карты изобар.Анализ наиболее проблемных участков проблемных объектов разработкина соответствие наиболее важным уточненным и обоснованным геологическимкритериям применимости ПОТ, выражающих геологические условия для их154наибольшей эффективности:высокая проницаемость продуктивных пород, обусловливающаявысокие дебиты добываюших скважин и приемистости нагнетательных;повышеннаяпроницаемостнаянеоднородностьпласта,обусловливающая опережающее обводнение скважин закачиваемой водой, атакже селективность экранирования промытых высокопроницаемых пропластков;высокая расчлененность пласта, либо высокая анизотропия попроницаемости, обусловливающая отсутствие в нем межпластовых перетоков;естественная или техногенная трещинность терригенного пласта,требующая применения особых потокоотклоняющих технологий (см.

гл. 3);в монолитных пластах отмечается рост проницаемости сверху вниз;начальная нефтенасыщенность пласта составляет не ниже 0,5.Для контроля соответствия наиболее проблемных участков первым тремкритериям строятся и анализируются карты проницаемости, проницаемостнойнеоднородности и расчлененности продуктивного пласта. Для контроля ихсоответствия четвертому критерию анализируются результаты трассерныхисследований. Для контроля их соответствия пятому критерию анализируютсярезультаты ГИС в скважинах.Подбор нагнетательных скважин для проведения ВПП на выбранныхнаиболее проблемных участках проводится с учетом следующих критериев:наибольшая приемистость скважины, не связанная с техническимипроблемами,обусловливающая охватвоздействием большегоколичествадобывающих скважин и больших остаточных запасов нефти;наибольшее количество (не менее 3-х) обводненных реагирующихскважин в ближнем окружении, обусловливающее охват больших остаточныхзапасов нефти и большую потенциальную дополнительную добычу нефти.Третий этап.

Сравнительный анализ проблемных участков залежи попотенциалу прироста добычи нефти.155Потенциал прироста месячной добычи нефти на участке планируемоговоздействия потокоотклоняющими технологиями равен величине потенциаласнижения средней обводненности продукции участка, помноженной на егопотенциальную суммарную месячную добычу жидкости (2.23) [261, 262].потQНпот  QЖ f пот ,(2.23)где ∆QНпот − потенциал прироста текущей добычи нефти, т; QЖпот −потенциальная добыча жидкости участка, т; ∆ƒпот − потенциал сниженияобводненности продукции участка после проведения ВПП в его нагнетательныхскважинах, д.ед.Приэтомвеличинаснижениядобычижидкостиреагирующимискважинами в первые месяцы после ВПП нагнетательной определяется нормойснижения ее приемистости согласно регламенту используемой ПОТ.

Всоответствии с этим можно спрогнозировать и потенциальную месячную добычужидкости. А для технологий, не снижающих приемистость скважин (см. гл. 3), вкачестве потенциальной добычи жидкости рекомендуется использовать текущую.Потенциальнаяобводненностьпродукцииучастказалежипослепроведения ВПП в его нагнетательных скважинах может быть оценена согласноформуле (2.16) на основе величин фактической выработанности его НИЗ нефти иего потенциального ПИО, приравненного величине ПИО на другом участкезалежи с меньшим и более характерным для нее значением, либо величине ПИОзалежи в целом в том случае, если на планируемом участке воздействияотмечается наибольшее его значение (2.24) [261, 262]:фактпотf пот  K выр.

НИЗ  Пинт.обв. ,(2.24)где ƒпот – потенциальная обводненность продукции участка после ВПП, д.ед.;фактK выр. НИЗ – фактическая выработанность НИЗ нефти участка воздействия, д.ед.;потПинт..обв – потенциальное значение ПИО, равное ПИО участка с меньшим иболее характерным для залежи значением, либо ПИО залежи в целом, д.ед.Данный алгоритм подразумевает, что ВПП нагнетательных скважинпланируется проводить на участке залежи с наибольшим значением ПИО с целью156его снижения до среднего по залежи, либо до наиболее характерного значения дляданной залежи, что обычно соответствует практическим результатам работ.Анализдинамикобводненностипродукцииотносительношкалывыработанности НИЗ, построенных для разных ЧНЗ (см.

приложение 14)показывает их прямой и близкий к линейному характер при значенияхобводненности выше 0,3 д.ед. Это позволяет использовать значение ПИО вкачестве показателя эффективности заводнения и переносить его значение содного участка данной залежи на другой, либо с залежи в целом на ее наиболеепроблемные участки.Потенциальное снижение обводненности продукции участка залежи послепроведения ВПП в его нагнетательных скважинах согласно формуле (2.24) можнооценить как разность между величинами ПИО анализируемого наиболеепроблемного участка и значения ПИО участка с меньшим и более характернымтемпом обводнения продукции, либо значения ПИО залежи в целом [262]:f пот  f  f пот фактфактфактпот ( K выр.

НИЗ  П инт.обв. )  ( К выр. НИЗ .  П инт.обв. )  ,(2.25)фактпот П инт.обв.  П инт.обв.где ∆f пот − потенциал снижения обводненности продукции участка залежи, д.ед.;f пот − потенциальная обводненность его продукции, д.ед.; Квыр.НИЗфакт −фактическая выработанность его приходящихся НИЗ нефти, д.ед.; Пинт.обвфакт−фактическое значение ПИО участка, д.ед.; Пинт.обв.пот – значение ПИО участка сменьшим и более характерным для данной залежи темпом обводненияпродукции, либо значение ПИО залежи в целом, д.ед.Далеепоформуле(2.23)можнооценитьпотенциалмесячнойдополнительной добычи нефти участка воздействия.С помощью представленного простого алгоритма можно отранжироватьучастки воздействия по потенциалу и выбрать из них наиболее потенциальные.Подбор добывающих скважин для проведения работ по ограничениюводопритоковрекомендуетсяосуществлятьсогласноуточненнымиобоснованным критериям, представленным выше.

При этом объектами анализастановятся не участки пласта, а добывающие скважины и их зоны дренирования.157На первом этапе для выявления наиболее проблемных скважинпроводитсядифференциальныйпоскважинныйанализвыработанностиприходящихся НИЗ нефти, величин их ПИО и накопленного ВНФ продукции, атакже других показателей совместно с результатами графо-аналитическойдиагностики механизмов обводнения их продукции.На втором этапе отмеченные проблемные скважины анализируются насоответствие уточненным и обоснованным технологическим и геологическимкритериям применимости технологий ОВП.Технологические критерии применимости ОВП в нефтяных скважинах:механизмом обводнения скважины является прорыв закачиваемой,либо контурной пластовой воды;высокая обводненность продукции скважины при сохранении в зонеее дренирования повышенных остаточных запасов нефти;высокое значение показателя интенсивности обводнения продукции;высокийдебитскважиныпожидкости,обеспечивающийсоответствующий прирост дебита по нефти при снижении ее обводненности;расположение скважины во внутреннем ряду отбора.Геологические критерии применимости ОВП в нефтяных скважинах:расположение скважины в пределах чисто нефтяной зоны пласта;продуктивныйразрезпластахарактеризуетсяповышеннойпроницаемостной неоднородностью, при этом в условиях очень высокойнеоднородности пласта (более, чем 20-кратной), а также при низкой его среднейпроницаемости ОВП в скважине рекомендуется совмещать с последующей ОПЗ; повышенная расчлененность продуктивного пласта при достаточнойвыдержанности разделяющих глинистых перемычек, либо его очень высокая (неменее 200 крат) анизотропия пласта по проницаемости; начальная нефтенасыщенность пласта не ниже 0,5.Далее проводится сравнительный анализ скважин по потенциалу приростадобычи нефти с использованием описанных выше принципов.1582.4.5 Совершенствование методики подбора скважин для проведенияремонтно-изоляционных работПодбор добывающих скважин для проведения в них РИР согласноусовершенствованной методике [253, 254, 255, 256] осуществляется в несколькоэтапов с использованием уточненных и обоснованных критериев применимости,представленных выше (см.

параграфы 2.4.1 – 2.4.3).Поиск проблемных скважин с негерметичностью эксплуатационнойколонны, забоя или цементного кольца среди всего добывающего фонда залежи, втом числе бездействующего, проводится в ходе диагностики механизмовобводнения нефтяных скважин с помощью описанной выше графо-аналитическойметодики. Список отмеченных при этом проблемных скважин далее уточняетсяанализомрасчетныхвеличинтекущей,либоостановочнойизбыточнойобводненности продукции (формулы 1.1 и 1.2), а в дальнейшем − результатамиПГИ в этих скважинах.Скважина признается проблемной в случае подтверждения графоаналитических признаков присутствия проблемы повышенной величинойтекущей, либо остановочной избыточной обводненности продукции [253].Косвенными признаками, подтверждающими присутствие проблемы в скважине,являются высокие значения накопленного ВНФ и ПИО ее продукции.Cтепень проблемности действующей скважины оценивается величинойизбыточной обводненности ее продукции, которая также представляет собойпотенциал снижения ее фактической обводненности после проведения РИР ирассчитывается по формуле (1.1) с использованием величины приемлемойобводненностипродукции[253].Приемлемаяобводненностьпродукциискважины рассчитывается с использованием функции Бакли-Леверетта (см.формулу 1.2), диаграммы ОФП пород продуктивного пласта и свойств пластовыхфлюидов по величине его текущей водонасыщенности в интервале вскрытия.

Характеристики

Список файлов диссертации