Диссертация (1172962), страница 29

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

Текст из файла (страница 29)

Пласт в модели представлен серией гидродинамическисвязанных разнопроницаемых пропластков с двадцатикратной проницаемостной170анизотропией при росте проницаемости по разрезу сверху вниз. На рис. 2.29бпредставлена динамика суммарного дебита скважин по нефти первого рядаотбора для четырех расчетных вариантов применения ПОТ: ВПП составом СПС трех нагнетательных скважин при достижениисредней обводненности реагирующих добывающих значения 0,97 д.ед.; ВПП составом СПС трех нагнетательных скважин при достижениисредней обводненности реагирующих добывающих значения 0,97 д.ед.

иповторная обработка тех же скважин СПС после окончания эффекта от первой; ВПП составом СПС нагнетательных скважин после достижения среднейобводненности реагирующих значения 0,97 д.ед. и повторная их обработка составом с удаленным гелированием по окончании эффекта от первой.Даты первой и повторной обработок нагнетательных скважин отмеченына рис. 2.29б стрелками.

Анализ рисунка позволяет отметить, что повторнаяобработка нагнетательных скважин с использованием состава СПС менее эффективна, чем первая. Однако, повторная их обработка по технологии с удаленнымгелеобразованием по эффективности сравнима с первой и на 46 – 56 %эффективнее повторной по традиционной технологии.а) − схематическая модель участка ЧНЗ с трехрядной системой заводнения171б) − динамика суммарного дебита по нефти скважин первого ряда отбора приобработке нагнетательных скважин с применением различных ПОТ: 1 – вариантбез применения ПОТ, 2 – вариант при первом применении традиционного ВПП,3 – вариант при повторном применении ВПП, 4 – вариант при повторнойобработке нагнетательных скважин ПОТ с удаленным гелеобразованиемв) − динамика суммарного дебита по нефти скважин второго ряда отбора вусловиях остановленных скважинах первого при обработке нагнетательныхскважин с использованием различных ПОТ: 1 – вариант без применения ПОТ,2 – применение традиционного ВПП, 3 − применение ПОТ с удаленнымгелеобразованием, 4 – ПОТ с гелеобразованием в районе первого ряда отбораРисунок 2.29 − Сравнительный анализ расчетной эффективности разныхпотокоотклоняющих технологий на ЧНЗ при различных условиях172Поздняя стадия разработки нефтяных залежей часто характеризуетсябездействием скважин первого ряда отбора.

На рис. 2.29в представленырасчетные динамики суммарного дебита по нефти скважин второго ряда приостановленных скважинах первого и при обработке нагнетательных скважин сиспользованием описанных технологий. Добавлен вариант, при которомгелеобразование происходит в районе остановленных скважин первого рядаотбора. Обработки проводились через 1,5 года после остановки этих скважин.РасчетнаядополнительнаядобычанефтиотпримененияПОТсгелеобразованием в ПЗП нагнетательных скважин составила 1263 м3, пригелеобразовании же между нагнетательными скважинами и скважинами первогоряда отбора − 1646 м3, а при гелеобразовании в районе остановленных скважинпервого ряда – 2263 м3. Рост эффективности ПОТ объясняется ростом остаточныхзапасов нефти в районе зоны гелеобразования с ее удалением от обработанныхнагнетательных скважин.Результаты специально поставленного вычислительного экспериментапоказали также целесообразность проведения обработок гелеобразующимсоставом остановленных скважин первого ряда отбора на поздней стадииразработки нефтяной залежи.

Это позволит вовлечь в заводнение остаточныезапасы нефти, локализованные в районе первого ряда отбора.Применение же ОВП в добывающих скважинах в условиях монолитногопластасневысокойпроницаемостнойанизотропиейнедопустимоиз-завозможности последующего искусственного образования конуса воды [197].В расчлененных проницаемостно-неоднородных пластах при достижениивысокой обводненности продукции скважин и при соблюдении остальныхотмеченныхвышекритериевприменимостирекомендуетсяприменятьпотокоотклоняющие технологии.

А общность критериев применимости ВПП иГТМ по увеличению отборов жидкости из пласта, указывает на перспективностьих совместного применения на поздней стадии разработки.После снижения эффективности повторных ВПП нагнетательных скважинсогласнопредставленнымвышерезультатам173численныхисследованийрекомендуетсяприменятьпотокоотклоняющиетехнологиисудаленнымгелеобразованием.Как было показано выше, значительная часть дополнительной добычинефти от ВПП в нагнетательной скважине связана с перераспределением потоковзакачиваемой воды по площади высокопроницаемого пропластка.

Действительно,последнее требует меньших зартат энергии, чем переориентация закачиваемойводы на менее проницаемые пропластки. Более того, результаты численныхисследованийпоказали,чтосростомпослойнойпроницаемостнойнеоднородности пласта доля дополнительной добычи нефти, связанной сувеличениемохватавысокопроницаемыхпропластковпоплощади,увеличивается, а ее доля, связанная непосредственно с выравниванием профиляприемистости нагнетательной скважины, уменьшается (см.

параграф 2.4). Такимобразом, с увеличением вертикальной проницаемостной неоднородности пласта содной стороны усиливается необходимость проведения выравнивания профиляприемистости нагнетательных скважин, а с другой − снижается эффективностьданного процесса. Описанное позволяет сделать следующие выводы ирекомендации:застойныезонысвысокойостаточнойнефтенасыщенностьюсохраняются даже на поздней стадии разработки даже в наиболее проницаемыхпропластках продуктивного пласта;особенностьюметодавыравниванияпрофиляприемистостинагнетательных скважин является одновременная довыработка остаточной нефтиих застойных зон высокопроницаемых пропластков;поэтому изоляция обводненных высокопроницаемых пропластков вразрезах добывающих скважин до проведения ВПП в нагнетательных можетпривести к потере остаточных запасов нефти, сохранившихся в тупиковых зонах;в связи с этим изоляцию обводненных высокопроницаемых пропласт-ков в разрезах добывающих скважин целесообразно осуществлять лишь послепроведения серии ВПП в ближайших нагнетательных в сочетании с ГТМ поувеличению отборов жидкости из пласта;174эффективноевовлечениевразработкунефтенасыщенныхнизкопроницаемых пропластков возможно путем их направленной стимуляции вразрезахдобывающихскважинпослеизоляцииобводненныхвысокопроницаемых, причем проведение таких работ целесообразно в скважинахвнутренних рядов отбора с повышенными остаточными запасами нефти [197].Осуществлениеописаннойпоследовательностимероприятийприразработке чисто нефтяной залежи обеспечивает последовательное вовлечение взаводнение остаточных запасов, локализованных в ее зоне нагнетания, междунагнетательным рядом и первым рядом отбора, в зонах первого и других рядов.Залежи нефти с подстилающей водой.

Добывающие скважины ЗПВопережающе обводняются главным образом подошвенной водой. В наиболеераспространенном для Западной Сибири случае продуктивный пласт ЗПВ отделенот его водонасыщенной подошвы выдержанной глинистой перемычкой, аобводнение скважин подошвенной водой происходит посредством ЗКЦ.ДругойпроблемойтакихЗПВявляютсянепродуктивныепотеризакачиваемой воды благодаря присутствию заколонных перетоков в нагнетательных скважинах. При этом часто теряемая посредством ЗКЦ закачиваемая водаинтенсифицирует обводнение добывающих скважин подошвенной водой из-заподъема давления в водонасышенной подошве пласта.Согласнорезультатампроведенныхисследованийпримассовомобводнении скважин ЗПВ за счет ЗКЦ в качестве первоочередных мероприятийрекомендуются работы по восстановлению пластового давления в нефтеноснойчасти залежи. Это позволит снизить перепад давлений между разрабатываемым иобводняющим пластами и интенсивность ЗКЦ в добывающих скважинах.

Простоеувеличение объемов закачки на ЗПВ с разделяющей глинистой перемычкойпозволяет снизить обводненность продукции, но кратковременно. Поэтому в этихусловиях в качестве первоочередного мероприятия по УОПЗ рекомендуются РИРв нагнетательных скважинах по ликвидации заколонных перетоков.Целесообразность такой рекомендации обоснована представленными нижерезультатами вычислительного эксперимента с использованием схематической175модели блока заводнения ЗПВ с разделяющей глинистой перемычкой.

Расчетыпоказателей разработки модели ЗПВ проведены для двух вариантов мероприятий:РИР по ликвидации ЗКЦ в пяти нагнетательных скважинах блоказаводнения по достижению обводненности его продукции 0,8 д.ед.;РИР по ликвидации ЗКЦ в 20-ти добывающих скважинах четвертого итретьего рядов отбора, проведенные на ту же дату.Каждый вариант мероприятий рассчитан для двух гидрогеологическихусловий: пласт с энергетически активной законтурной областью и пласт спассивной законтурной областью. На рис. 2.30 представлены расчетные динамикиобводненности продукции блока заводнения ЗПВ с энергетически пассивнойзаконтурной областью для двух описанных вариантов мероприятий и дляварианта без них [254].Рисунок 2.30 − Сравнительный анализ величин снижения обводненностипродукции блока заводнения ЗПВ при проведении РИР по ликвидации ЗКЦ вразличных скважинах: 1 – обводненность продукции при проведении РИР в 5нагнетательных скважинах, 2 – то же самое при РИР в 20 добывающих, 3 –базовая обводненность продукции блока заводнения при непроведении РИРСравнительный анализ динамик позволил сделать вывод, что суммарныйэффект от проведении РИР по ликвидации ЗКЦ в нагнетательных скважинахвыше, чем при их проведении в добывающих.

Также анализ показал, чтоотмеченная закономерность наиболее ярко проявляется в условиях пассивнойзаконтурной области пласта. Такие условия близки к условиям центральной части176крупной залежи с активным контуром, где на ее энергетическое состояниеопределяюще влияет лишь система ППД.Сделанныевыводыкасаютсясистемразработкисповышеннымотношением числа добывающих скважин к нагнетательным.Как будет показано в главе 3, для проведения РИР по ликвидации ЗКЦ внагнетательныхскважинахвполнеприменимыфизико-химическиеПОТ.Согласно опыту практических работ такие мероприятия наиболее эффективныпри преобладании в разрезе ЗПВ его нефтенасыщенной части.

Физическуюсущность результатов эксперимента иллюстрирует представленная на рис. 2.31адинамика пластового давления в обводняющем водонасыщенном пласте наконтуре питания скважины первого ряда отбора [254]. Динамика представленадлядвухуказанныхрасчетныхвариантов.ПослеустраненияЗКЦвнагнетательных скважинах давление в водонасыщенной полошве пластеснизилось на 20 атм., что привело к снижению водопритока в добывающихскважинах за счет ЗКЦ. После проведения РИР в добывающих скважинах в нихснизилисьотборыподошвеннойводы,врезультатечегодавлениевводонасыщенной подошве возросло на 3 атм.

Характеристики

Список файлов диссертации