Диссертация (1172962), страница 28

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

Текст из файла (страница 28)

2.28.4. Анализ полученной графической корреляции и поиск на ней точек,подчиняющихся прямой линейной зависимости дебита скважины по жидкости отпоказателя ее потенциала по жидкости. Построение по таким точкаминтерполирующей прямой (на рис. 2.28 представлена пунктирной линией).5. Поиск на графической корреляции точек, расположенных заметно нижеинтерполирующей прямой (на рис.

2.28 окружены эллипсом). Скважины,соответствующие таким точкам, признаются проблемными из-за кольматацииПЗП, либо из-за пересыпания песком ИП, либо по иным причинам.Степень проблемности скважины, а также ее потенциал прироста дебитапо жидкости после проведения стимуляции оценивается отмеченной на рис. 2.28стрелкойразностьюмеждуфактическимеедебитомпожидкостиипотенциальным, соответствующим ее значению показателя потенциала пожидкости согласно описанной интерполирующей прямой.С целью уточнения причин проблемности отмеченных, таким образом,проблемных скважин для каждой их них проводится анализ динамик дебита пожидкости, динамического уровня в затрубном пространстве и пластовогодавления.

Присутствие проблемы в скважине подтверждается, если за последнийпериод эксплуатации отмечается снижение ее дебита по жидкости за счет дебитапо нефти при увеличении значения динамического уровня, а также припостоянстве, либо росте пластового давления. В найденных, таким образом,проблемных скважинах далее рекомендуется провести ГДИ для уточнения ихпроблемности, определения величин скин-фактора и радиуса зоны кольматацииПЗП, необходимых для дальнейшего дизайна ОПЗ или ГРП.Сравнительный анализ проблемных скважин по потенциалу приростадебита по нефти в результате стимуляции осуществляется на последнем этапе166анализа с целью подбора среди них наиболее потенциальных для ОПЗ или ГРП.Рисунок 2.28 − Графическая корреляция величин текущего дебита скважины пожидкости и показателя ее потенциала по жидкости для всего действующегодобывающего фонда западной среднедевонской залежи месторождения А.Усинского региона республики Коми на 01.07.2014 г.Потенциал прироста дебита скважины по нефти после ее стимуляцииоценивается (2.31) как произведение потенциала прироста дебита по жидкостии фактической доли нефти в ее продукции, либо потенциальной доли нефти,оцененной способом, описанным ниже.qнпот  q:потЖ  (1  f ) ,(2.31)где Δqнпот – потенциал прироста дебита по нефти, т, т; Δqжпот– потенциалприроста дебита по жидкости, т.Преимуществом данного экспресс-метода подбора скважин для проведениястимуляции [263, 264] является его простота и оперативность при разовом охватеанализом всего добывающего фонда залежи нефти.Критерии применимости ГТМ по увеличению дебитов жидкости вскважинах при недопущении роста обводненности и темпа обводненияпродукции используются на третьем этапе подбора скважин для их проведения.Длякаждойскважины,подобраннойнавторомэтапеанализарассчитывается выработанность ее приходящихся НИЗ нефти и сравнивается со167значением текущей обводненности ее продукции, также анализируется механизмее обводнения и расположение в системе ППД, на основании чего подбираютсянаиболее оптимальные объекты стимуляции.Неблагоприятные условия для проведения в скважинах ГТМ по увеличениюдебита жидкости с позиции недопущения роста обводненности и темпаобводнения продукции:скважина ЗПВ с монолитным строением пласта, т.е.

при отсутствииразделяющей глинистой перемычки между разнонасыщенными пропластками,что обусловливает рост темпа обводнения продукции за счет образования конусаводы при проведении таких работ;скважина обводняется за счет негерметичности эксплуатационнойколонны;повышенная трещинность терригенного пласта, обусловливающаяобводнение скважин по трещинам, в условиях чего допустимо проведение в нейлишь ОПЗ по направленной технологии с гелевым отклонителем;выработанность приходящихся на скважину НИЗ нефти превышаетвеличину текущей обводненности ее продукции, либо значения 0,5 д.ед.;скважина располагается в первом ряду отбора.Благоприятные условия для проведения в скважинах ГТМ по увеличениюдебита жидкости с позиции недопущении роста обводненности и темпаобводнения продукции:обводненность продукции скважины низка, что указывает наотдаленность от нее фронта нагнетаемой воды;обводненность продукции скважины, наоборот, высока при заметномпревышении над величиной выработанности приходящихся на нее НИЗ нефти;выработанность приходящихся НИЗ нефти для данной скважины ЧНЗниже величины текущей обводненности ее продукции, либо значения 0,5 д.ед.;скважина ЗПВ с разделяющей глинистой перемычкой междупродуктивным пластом и его водонасыщенной подошвой, обводняющаяся168посредством ЗКЦ, при этом в случае планирования в ней ГРП толщинаразделяющей перемычки не ниже 5 м;скважина расположена во внутреннем ряду отбора оносительнонагнетательной или контура нефтеносности.Потенциал снижения обводненности скважины после проведения в нейстимуляции и/или оптимизации режима работы можно оценить при наличииопыта проведения этих мероприятий на данной залежи построением и анализомграфической корреляции, подобной представленной на рис.

2.24г. С ее помощьюможно спрогнозировать потенциальное изменение обводненности скважины исаму потенциальную ее обводненность после проведения в ней таких ГТМ. Спомощью же потенциальной обводненности и потенциала прироста дебита пожидкости можно оценить потенциал прироста дебита скважины по нефти (2.31).2.5 Принципы оптимизации последовательности применения методовборьбы с опережающим обводнением скважин и увеличения охвата пластазаводнением при разработке залежей нефти с различным строениемОптимальные сочетание и последовательность проведения мероприятийпо увеличению охвата пласта заводнением, по ОВП и РИР в скважинах и поувеличению отборов жидкости из пласта в ходе разработки нефтяной залежиопределяются в первую очередь ее геологическим строением. Ниже представленырезультатыисследованийданноговопросаспроведениемспециальныхчисленных исследований.Чисто нефтяные залежи. Высокая обводненность продукции скважинЧНЗ обычно связана с опережающим прорывом к ним ФНВ по продуктивномупласту.

Обычно это обусловлено либо высокой вязкостью пластовой нефти, либоповышенной проницаемостной неоднородностью пласта. В первом случаеэффективнополимерноезаводнение[118,300],внедрениекоторогостехнологической точки зрения оптимально уже при вводе на залежи системыППД, а с экономической – после достижения повышенной обводненности169продукции. Во втором случае применимость тех или иных технологийопределяется геологическим строением продуктивного пласта.В монолитных проницаемостно-неоднородных пластах в качествепервоочередного мероприятия по УОПЗ эффективно циклическое заводнение[226, 227]. К.

Сорби и Р. Сирайт [309] уделили много внимания применимости вэтихусловиях ВПП нагнетательныхскважин, причемв случаеростапроницаемости по разрезу снизу вверх.Потокоотклоняющие технологии в таких условиях малоэффективны, т.к.при них выработка запасов нефти высока и при применении обычногозаводнения, на что указывает Л. Дейк [299]. В результате этого остаточныезапасынефтипривысокойобводненности продукциимогут оказатьсяневысокими.

Потокоотклоняющие технологии в монолитных проницаемостнонеоднородных пластах эффективны лишь в случаечу роста проницаемости поразрезу сверху вниз [236, 237, 250, 251]. При этом рекомендуется использоватьотносительно большие объемы гелевых оторочек, либо ПОТ с гелеобразованием вудаленноймежскважиннойобластипласта.ВданныхусловияхПОТрекомендуется применять также в сочетании с циклическим заводнением.После многократного применения традиционных потокоотклоняющихтехнологий запасы нефти в зоне нагнетания залежи истощаются, в результатечего эффективность мероприятия снижается.

В таких условиях рекомендуетсяприменять технологии, образующие гелевый экран в удаленной зоне пласта [237,261, 262, 266, 267], где сохранилось больше запасов нефти.Для обоснования последней рекомендации был проведен специальныйвычислительный эксперимент с использованием схематической модели ряднойсистемы заводнения (рис. 2.29а) [236, 237, 266, 267]. Модель включала тринагнетательные скважины, моделирующие нагнетательный ряд, шесть скважин,моделирующих два первых ряда отбора и столько же скважин, моделирующихдва вторых ряда отбора.

Характеристики

Список файлов диссертации