Диссертация (1172962), страница 31

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

Текст из файла (страница 31)

Общность основных критериев применимости ВПП нагнетательныхскважин и мероприятий по увеличению отборов жидкости из пласта, как методовувеличения КИН, указывает на перспективность их совместного применения.17. На основании результатов численных исследований предложеныпринципы оптимизации последовательности применения разных методов итехнологий борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин иувеличения охвата пласта заводнением для залежей нефти различног строения,которые для чисто нефтяных залежей заключаются в следующем: в случае опережающего обводнения скважин закачиваемой водой из-завысокой вязкости пластовой нефти в качестве первоочередного такогомероприятия рекомендуется полимерное заводнение; в случае опережающего обводнения скважин за счет проницаемостнойнеоднородностипластавусловияхгидродинамическойсвязанностиразнопроницаемых пропластков в качестве первоочередного мероприятия поповышению охвата пласта заводнением рекомендуется циклическое заводнение,при этом в условиях роста проницаемости пласта по разрезу сверху вниз такжерекомендуется адресно применять большеобъемные ПОТ. в случае опережающего обводнения скважин за счет проницаемостнойнеоднородности пласта при взаимной изолированности его разнопроницаемыхпропластков, либо в случае его трещинности после выхода залежи на позднююстадиюразработкирекомендуетсяадресно182проводитьработыпоВППнагнетательных скважин в сочетании с мероприятиями по увеличению отборовжидкости из скважин внутренних рядов отбора; после снижения эффективности повторных ВПП нагнетательныхскважин рекомендуется применять потокоотклоняющие технологии с гелеобразованием в удаленной зоне пласта; после остановки высокообводненных скважин первого ряда отбора ихтакже рекомендуется обрабатывать гелеобразующими составами с целью увеличения охвата продуктивного пласта заводнением по площади; после осуществления указанной серии мероприятий рекомендуетсяадресно проводить работы по ОВП в скважинах внутренних рядов отбора, а такжеработы по направленной стимуляции в них нефтенасыщенных низкопроницаемыхпропластков.18.

Для залежей нефти с подстилающей водой предложены следующиепринципы оптимизации последовательности применения разных методов итехнологий борьбы с опережающим обводнением скважин и увеличения охватапласта заводнением: в качестве первоочередных мероприятий рекомендуются работы повосстановлениюназалежинефтипластовогодавленияпроведениемвнагнетательных скважинах РИР по ликвидации ЗКЦ, а также негерметичностиэксплуатационных колонн; в последствии рекомендуется адресно проводить РИР по ликвидацииЗКЦ в проблемных добывающих скважинах внутренних рядов отбора; при невозможности проведения РИР по ликвидации ЗКЦ в проблемныхскважинах в них рекомендуется повышать дебиты жидкости путем оптимизациирежимов работы, за исключением скважин, в которых ранее проводились РИР; после прорыва к добывающим скважинам фронта нагнетаемой водырекомендуется адресно проводить работы по ВПП нагнетательных скважин, чтоодновременно позволит бороться с заколонными перетоками в них.183Глава 3 Адаптация методов и технологий борьбы с опережающимобводнением нефтяных скважин и увеличения охвата пласта заводнениемк условиям залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефтиМассовое освоение в разработку залежей с трудноизвлекаемыми запасаминефти, быстрое обводнение их продукции и выход большинства из них на третьюи позднюю стадии разработки в условиях сниженных рыночных цен на нефтьделает актуальной задачу адаптации физико-химических технологий повышенияохвата пласта заводнением, а также ремонтно- и водоизоляционных работ вскважинах к данным условиям.3.1 Адаптация потокоотклоняющих технологийНаиболее распространенными типами залежей с ТИЗ нефти в ЗападнойСибири являются залежи с низкопроницаемыми и трещинно-поровыми (восновном за счет трещин автоГРП) коллекторами, а также залежи нефти сподстилающей водой.

К ним по сложности доизвлечения остаточных запасовможно приравнять обычные залежи нефти, находящихся на поздней стадииразработки в условиях сниженных рыночных цен на нефть.3.1.1 Адаптация потокоотклоняющих технологий к условиям залежейнефти с низкопроницаемыми коллекторамиАдаптацию потокоотклоняющих технологий к условиям залежей нефти сНПК рассмотрим на примере объекта БП14 Тарасовского месторождения, которыйхарактеризуетсянизкойпроницаемостьюколлекторовприихвысокойпроницаемостной неоднородности и трещинности, а также высокой пластовойтемпературой – 85 0C. Цемент продуктивных пород данного объекта в основномхлоритовый, т.е. кислоторастворимый.Практический опыт разработки залежей нефти с НПК показывает, чтоданный фактор усиливает отрицательное влияние на эффективность заводнениятаких явлений, как набухаемость глинистого цемента пород при контакте с184закачиваемой водой, особенно пресной, а также кольматация поровогопространства ПЗП нагнетательных скважин мехпримесями и остаточной нефтью.Особенностимехпримесямимеханизма[80]кольматацииобусловливаютпоровогонаибольшеееепространствапроявлениевнизкопроницаемых пропластках.

Повышенной набухаемостью при контакте сзакачиваемойводой,особеннопресной,характеризуютсяглинымонтмориллонитового типа, содержание которых в коллекторах увеличивается соснижениемихпроницаемости[79].Этообусловливаетпервоочередноеотключение из заводнения низкопроницаемых пропластков при их контакте сзакачиваемой водой. С одной стороны это явление усиливает селективностьэкранирования высокопроницаемых пропластков при проведении ВПП, с другой–снижаетэффективностьмероприятияиз-засложностипоследующегововлечения низкопроницаемых пропластков в заводнение.Результаты анализа промысловых данных.

Анализ динамик показателейразработки участков воздействия традиционными ПОТ особенно на залежахнефти с НПК позволил отметить их общую особенность – снижениеприемистостиобработанныхнагнетательныхскважини,соответственно,среднего дебита реагирующих добывающих по жидкости [236, 268, 269, 270].Примеры последнего представлены в приложении 15.Закачиваемый в пласт гелеобразующий состав в первую очередь проникаетв трещины и в суперколлекторы пласта, снижая соответствующую составляющуюприемистости скважины. Однако это само по себе не обеспечивает вовлечение взаводнение низкопроницаемой части пласта, чему препятствует ее повышеннаякольматация в разрезе нагнетательных скважин, а также набухаемость глинцемента пород при контакте с водой, особенно пресной.Кроме того, при закачке СПС в высокотемпературные пласты происходитего быстрое гелирование, что ведет к быстрому снижению приемистостискважины и к росту давления нагнетания.

Дальнейшая закачка геланта приповышенном давлении нагнетания может привести к его проникновению в185низкопроницаемые пропластки и к снижению селективности экранированиявысокопронцаемых.Описанное ограничивает эффективность традиционных технологий ВПП вусловиях НПК, особенно при высоких пластовых температурах, что в частностикасается юрских пластов. Так при применении состава «Галка» на объекте БП14Тарасовского месторождения в 2002 году средняя эффективность однойобработки составила 420 т.

При применении же других традиционныхгелеобразующих составов она не превышала 500 т.Результаты численных исследований. C целью изучения описанныхаспектов механизма действия метода ВПП нагнетательных скважин в условияхНПК был проведен специальный вычислительный эксперимент с использованиемописанной выше схематической модели элемента площадной системы заводнениянизкопроницаемого пласта.Нарис.3.1апредставленарасчетнаядинамикаэксплуатационныхпоказателей нагнетательной скважины I5 и шести реагирующих добывающих.ВПП в скважине I5 проведено составом СПС после достижения среднейобводненностъю продукции реагирующих скважин значения 0,8 д.ед.

Обработкамоделировалась закачкой в пласт через нагнетательную скважину полимерногосоставанаводнойосновессоответствующимиСПСреологическимихарактеристиками в течение трех суток при пониженном забойном давлениинагнетания по сравнению с давлением нагнетания воды. Далее скважинаподключалась к закачке воды, при этом величина прироста давления нагнетанияограничивалась величиной 20,0 атм.В промысловой практике от водовода, идущего от кустовой насоснойстанции, обычно питаются несколько нагнетательных скважин. После обработкинагнетательной скважины гелеобразующим составом ее приемистость снижается,чтосопровождаетсяростомдавлениянагнетания.Этоприводиткперераспределению части закачиваемой воды по водоводу на соседние необработанные нагнетательные скважины. Последнее смоделировано в симуляторе186указанным ограничением величины прироста забойного давления нагнетательнойскважины I5.

Характеристики

Список файлов диссертации