Диссертация (1172962), страница 27

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

Текст из файла (страница 27)

Приэтом текущая водонасыщенность пласта для каждой скважины рассчитывается вгидродинамической, либо в математической модели залежи.159Потенциальная обводненность продукции скважины после проведения вней РИР и пуска ее в эксплуатацию принимается равной приемлемой. Очевидно,чтовбездействующихскважинахРИРцелесообразнопроводитьприотносительно низком значении приемлемой обводненности продукции, т.е. принизкой средней водонасыщенности продуктивного пласта в интервале еговскрытия.Согласно описанному выше на эффективность водоизоляционных работвлияет расположение скважины в системе ППД и относительно контуранефтеносности залежи. В параграфе 2.4.3 показано отсутствие целесообразностипроведения РИР в скважинах, расположенных в первом ряду отбора.Потенциал дебита по нефти скважины после проведения в ней РИРопределяется величиной текущей проводимости ее продуктивного разреза понефти.

Для примера на рис. 2.15б представлена графическая корреляциявеличины дополнительной добычи нефти после проведения в скважине РИР поликвидациинегерметичностиэксплуатационнойколоннысвеличинойпроводимости остаточных нефтенасыщенных толщин в ее продуктивном разрезе.Корреляция построена по результатам анализа эффективности работ на объектеПК19-20 Барсуковского месторождения в 2008 – 2009 годах.Текущая проводимость пласта по нефти в продуктивном разрезе скважиныможет быть рассчитана как произведение его текущей нефтенасыщеннойтолщины и величины ее средней проницаемости.

Первая величина берется изкарты текущих нефтенасыщенных толщин пласта, вторая рассчитывается сиспользованиемалгоритма,учитывающегоначальноераспределениепроницаемости в продуктивном разрезе скважины, а также особенностейобводнения пласта при различном его строении. В расчлененном пласте в первуюочередь обводняются его наиболее проницаемые пропластки, в монолитном же −наиболее низкорасположенные [299].Сравнительный анализ скважин по потенциалу прироста дебита по нефтипроводится на последнем этапе подбора объектов для проведения РИР с цельюуточнения списка наиболее потенциальных скважин из проблемных.160Потенциал прироста дебита по нефти скважины после проведения в нейРИР оценивается по формуле (2.26).qНпот  qНпот  qНфакт ,(2.26)где– потенциал прироста дебита по нефти скважины, т/сут;− еепотфактический дебит по нефти, т/сут; qн − ее потенциальный дебит по нефти.ΔqнпотqнфактПотенциальный дебит по нефти скважины после проведения в ней РИРможно оценить по формуле (2.27).потqНпот  q Ж (1  f пр ),(2.27)где qнпот – потенциальный дебит по нефти скважины после РИР, т/сут; qжпот − еепотенциальный дебит по жидкости, т/сут; fпр – приемлемая обводненность, д.ед.Потенциальный дебит скважины по жидкости после проведения в ней РИРпри условии сохранения прежними величины забойного давления, интервалавскрытия пласта и состояния ПЗП, а также при условии идеального проведенияводоизоляционных работ, можно оценить как разность между текущим дебитомскважины по жидкости и ее избыточным дебитом по воде (2.28).потqж q Ж  qВизб  q:Ж  (1  f изб ) ,(2.28)избqж – фактический дебит жидкости, т/сут; qв – избыточный дебит по воде, т/сут;fизб − избыточная обводненность продукции, д.ед.На последнем этапе подбора объектов для проведения РИР проблемныескважины ранжируются по величине потенциала прироста их дебита по нефтипри соблюдении описанных условий.

В результате подбираются проблемныескважины с наибольшим потенциалом.Потенциалнакопленнойвеличиныдополнительнойдобычинефтипроблемной скважины после проведения в ней РИР определяется в первуюочередь величиной приходящихся на нее ОИЗ нефти. Так на рис. 2.23 графическипредставлена зависимость величины накопленной дополнительной добычи нефтискважиной объекта БС101 Ново-Пурпейского месторождения в результатепроведения в ней РИР по ликвидации ЗКЦ (в 2006 – 2009 гг.) от величинытекущей на тот момент нефтенасыщенной толщины пласта в ее разрезе, т.е.

от величины приходяшихся ОИЗ нефти.161В отмеченных проблемных скважинах, наиболее потенциальных дляэффективного проведения РИР, в дальнейшем рекомендуется проводить ПГИ сцелью более детального изучения существующих проблем, анализа техническойосуществимости в них РИР и подбора технологии проведения этих РИР.На рис 2.27 представлена блок-схема усовершенствованной методикиподбора на нефтяной залежи скважин − кандидатов для проведения РИР.Рисунок 2.27 − Блок-схема усовершенствованной методики подбора на залежинефти скважин − кандидатов для проведения РИРПреимуществом представленной усовершенствованной методики подбораскважин для проведения РИР [253] является охват анализом всего фонда добыва162ющих скважин данного объекта разработки, в том числе бездействующего,использование графо-аналитической методики диагностики механизмов ихобводнения, ранжирование проблемных скважин по степени их проблемности, повеличине потенциального дебита по нефти после проведения РИР присоблюдении указанных условий, а также по величине приходящихся ОИЗ нефти.2.4.6 Совершенствование методики подбора скважин для стимуляцииметодом ОПЗ или ГРП и оптимизации режимов работы при недопущениироста обводненности и темпа обводнения продукцииСуть предложенного совершенствования методики подбора скважин дляих стимуляции или оптимизации режима работы заключается в следующем:стимуляция проблемных скважин рассматривается как средствовосстановления их продуктивности после кольматации ПЗП;также стимуляция скважин рассматривается как средство увеличенияотборов жидкости из залежи нефти;при этом увеличение отборов жидкости из скважины рассматриваетсякак гидродинамический метод снижения темпа обводнения ее продукции,осуществляемый в том числе путем адресного подбора объекта его проведения.Согласнорезультатаманализапромысловогоопытаичисленныхисследований подбор скважин для проведения в них стимуляции и/илиоптимизации режима работы рекомендуется осуществлять в следующей последовательности действий [236, 237, 263, 264].На первом этапе рекомендуется анализировать геологическое строениеобъектов разработки, где планируются работы и свойства их пластовых флюидов.Неблагоприятные геологические условия для увеличения отборов жидкостииз пласта следующие:залежь нефти литологически, или тектонически экранирована, либоимеет энергетически пассивный контур нефтеносности, что не обеспечиваеткомпенсацию увеличению отборов жидкости;залежь разрабатывается без эффективной системы ППД.163При планировании оптимизации режимов работы в скважинах путемснижения в них забойного давления ниже давления насыщения нефти газомдополнительными неблагоприятными условиями являются:относительно высокое давление насыщения газом пластовой нефти иее высокий газовый фактор;высокое содержание АСПВ в пластовой нефти, обусловливающееотложение твердых углеводородов в ПЗП в результате выделения из нефти газапри снижении забойного давления ниже давления насыщения.Благоприятные геологические условия для увеличения отборов жидкостииз пласта следующие:залежьсэнергетическиактивнойзаконтурнойобластью,позволяющей компенсировать отборы жидкости из пласта;пласт разрабатывается с эффективной системой ППД.При планировании снижения забойного давления в скважинах нижедавления насыщения нефти газом благоприятными условиями также являются:относительно невысокое давление насыщения пластовой нефти газоми невысокий ее газовый фактор;Нанизкое содержание АСПВ в пластовой нефти.второмэтаперекомендуетсяпроводитьанализгеологическихиэксплуатационных показателей скважин данного объекта разработки и подбиратьсреди них те, которые имеют потенциал увеличения продуктивности и/илиснижениязабойногодавления.Дляоценкипотенциалаувеличенияпродуктивности скважин обычно анализируют результаты их ГДИ.

При недостаточном количестве исследований или при их отсутствии рекомендуетсяприменять описанный ниже графо-аналитический метод подбора скважин дляпроведения стимуляции, а также для оценки потенциала прироста их дебита.Статистический экспресс-метод подбора скважин для стимуляцииметодом ОПЗ или ГРП [263, 264]. Метод заключается в построении и анализеграфической корреляции между текущим значением фактического дебита сква-164жины по жидкости (ось У) и расчетной величиной показателя ее потенциала пожидкости (ось Х), построенной для всего добывающего фонда залежи, освоенногоиз бурения в эксплуатацию в один период времени при одинаковой плотностисетки.Показатель потенциала скважины по жидкости рассчитывается какпроизведениевскрытойтолщиныпродуктивногопласта,еесреднейпроницаемости согласно данным ГИС, разности между текущими пластовымдавлением и забойным давлением в скважине, деленное на вязкость добываемойжидкости в пластовых условиях (2.29), расчитанной по формуле (2.30).потКж Н  К  ( Рпл  Рзаб ) /  ,( 2.29)где Кжпот − показатель потенциала скважины по жидкости, м*мД*атм/сПз; К −средняя проницаемость пласта в интервале вскрытия, мД.; Н − вскрытая толщинапласта, м; Рпл − текущее пластовое давление в зоне дренирования скважины, атм;Рзаб − текущее забойное давление в скважине, атм; µ − вязкость добываемойжидкости, сПз.  ( В  f   Н (1  f )),(2.30)где µв − вязкость добываемой воды, сПз; µн − вязкость добываемой нефти, сПз;f − обводненность продукции, д.ед.Проблемными скважинами признаются те, точки которых на корреляциирасположены заметно ниже прямой, интерполирующей точки, подчиняющиесяпрямой зависимости дебита по жидкости скважины от показателя ее потенциалапо жидкости.Последовательность операций при осуществлении метода следующая:1.

Расчет для каждой скважины текущей вязкости добываемой жидкости поформуле (2.31), как среднее арифметическое от значений вязкости нефти и воды впластовых условиях с учетом величин обводненности их продукции.2. Расчет для каждой скважины величины показателя потенциала пожидкости согласно формуле (2.30).3. Построение графической корреляции значений текущего дебитаскважины по жидкости и показателя ее потенциала по жидкости, охватывающей165весь добывающий фонд залежи, освоенный из бурения в эксплуатацию в одинпериод времени при одинаковой плотности сетки. Пример такой корреляции,построенной для скважин западной среднедевонской залежи месторождения А.Усинского региона республики Коми представлен на рис.

Характеристики

Список файлов диссертации