Диссертация (1172962), страница 32
Текст из файла (страница 32)
После пуска обработанной СПС скважины I5 под закачку воды еезабойное давление сразу повышалось, достигая критического значения, послечего расчет переводится с режима постоянного дебита (приемистости) на режимпостоянного забойного давления в скважинах, в результате чего приемистостьскважины снижалась.а) − ВПП нагнетательной скважины I5 с использованием СПСб) − ВПП нагнетательной скважины I5 по комплексной технологииРисунок 3.1 – Расчетная динамика эксплуатационных показателей нагнетательнойскважины I5 при проведении в ней ВПП с применением СПС и технологииКВПП, а также реагирующих добывающих скважин: 1 – суммарный дебит понефти, 2 – суммарный дебит по жидкости, 3 – средняя обводненность продукции,4 – приемистость скважины I5, 5 – забойное давление в нагнетательной скважинеI5, 6 – забойное давление в реагирующей добывающей скважине187Сниженная приемистость сохраняласьпереместилсяпопласту вегодо тех пор, пока гель неудаленнуюзону.Временное снижениеприемистости скважины после ее обработки СПС обусловливает временноеснижение дебита реагирующих добывающих скважин по жидкости (рис.
3.1а).С целью повышения эффективности ВПП нагнетательных скважин иустранения описанных проблем автором предложен принцип комплекснойтехнологии ВПП (КВПП), основанный на сочетании операций по экранированиюмикротрещин и высокопроницаемых пропластков в продуктивном пласте споследующими операциями по направленной стимуляцией низкопроницаемых[269, 269, 271]. На рис. 3.1б представлена расчетная динамика эксплуатационныхпоказателей нагнетательной скважины I5 и реагирующих добывающих приприменении технологии КВПП.При моделировании комплексной технологии ВПП нагнетательныхскважин направленная стимуляция низкопроницаемой части ПЗП моделироваласьснижением в ней скин-фактора. Рис.
3.1 наглядно демонстрирует преимуществатехнологии КВПП перед традиционной технологией ВПП с использованием СПС,которыезаключаютсявбольшемсниженииобводненностипродукцииреагирующих скважин, в увеличении, либо сохранении величины приемистостиобработанной нагнетательной скважины, и, соответственно, прежних дебитовреагирующих скважин по жидкости, что обеспечивает больший прирост добычинефти. При этом усиливается степень выравнивания профиля приемистостиобработаннойнагнетательнойскважиныирольданнойсоставляющейтехнологического эффекта в общей эффективности мероприятия.Нарис.3.2апредставленадинамикапластовогодавлениявразнопроницаемых пропластках ПЗП нагнетательной скважины I5 в период еекомплекснойобработки.предварительнойДатаостановкиобработкинагнетательнойотмеченаскважиныстрелкой.передЕслидообработкойдавление в низкопроницаемом пропластке было на 10,0 атм.
ниже, чем ввысокопроницаемом, а после остановки оно наоборот стало на 28,0 атм. выше, то188после проведения КВПП и пуска скважины под закачку данное превышениедавления составило 67,0 атм, что и обусловило больший прирост добычи нефти.На рис. 3.2б представлена серия расчетных эпюр распределения пластовогодавления между ПЗП нагнетательной скважины I5 и ПЗП добывающей скважиныР11 в высокопроницаемом (черные линии) и в низкопроницаемом (серые линии)пропластках для трех моментов времени:до обработки cкважины I5 (пунктирные линии);после ее обработки СПС (сплошные линии);после ее комплексной обработки (линии с маркером).Анализ эпюр позволяет отметить, что после обработки нагнетательнойскважины I5 составом СПС давление в высокопроницаемом пропластке заметноснизилось вдоль всей линии тока.
При этом давление несколько снизилось и внизкопроницаемом пропластке, что объясняется невысокой селективностьюэкранирования высокопроницаемого, присущей данной технологии. После жекомплексного ВПП скважины I5 давление в высокопроницаемом пропласткеснизилось заметно сильнее, при этом в низкопроницаемом оно выросло. Дообработок давление в нефтенасыщенном низкопроницаемом пропластке ПЗПреагирующей скважины Р11 было на 12,5 атм.
выше, чем в водонасыщенномвысокопроницаемом.а) − динамика пластового давления в разнопроницаемых пропластках ПЗПнагнетательной скважины I5 до и после проведения в ней КВПП:1 – в высокопроницаемом пропластке, 2 – в низкопроницаемом пропластке,3 – забойное давление в нагнетательной скважине I5189б) − распределение пластового давления между нагнетательной скв.
I5 идобывающей P11 в различных пропластках до и после применения ПОТ: 1 – ввысокопроницаемом пропластке до обработки скв. I5, 2 – то же самое после ееобработки СПС, 3 – то же самое после проведения в ней КВПП, 4 – внизкопроницаемом пропластке до обработки скв. I5, 5 – то же самое после ееобработки СПС, 6 – то же самое после проведения в ней КВППРисунок 3.2 − Изменение пластового давления в разнопроницаемых пропласткахсхематической модели продуктивного пласта в результате проведения ВПП внагнетательной скважине I5 с использованием различных технологийПосле проведения ВПП составом СПС это превышение составило 16,2атм., а после ее комплексного ВПП – 26,4 атм.
Таким образом, комплекснаятехнология ВПП нагнетательных скважин заметно эффективнее традиционных.Результаты фильтрационных исследований. С целью изучения физикохимических аспектов механизма действия комплексной технологии ВППнагнетательных скважин и адаптации ее к геологическим условиям объекта БП14Тарасовского месторождения были проведены специальные фильтрационныеисследованиянамодифицированнойнатурномкерне.фильтрационнойЭкспериментыустановкеУИПКпроводилисьсвиспользованиемобразцов водонасыщенного керна объекта БП14 Тарасовского месторождения припластовой температуре 85 0С.
Модель пластовой воды имела концентрациюминеральных солей, равную 8,0 г/л.Для решения проблем, связанных с быстрым гелированием геланта ввысокотемпературных пластах автором была предложена последовательная190закачка в пласт геланта СПС и эмульсионного геля. Последний характеризуетсяограниченной фильтруемостью в низкопроницаемых пористых средах [236, 268]а переход к его закачке в пласт после закачки СПС производится с началом ростадавления нагнетания. Это обеспечивает более селективное экранированиевысокопроницаемых пропластков.В ходе фильтрационных исследований было рассмотрено воздействие напроницаемость керна различных составов: сшитый полимерный состав, обратнаянефтяная эмульсия, кислотный состав ТК-2 и раствор ПАВ (рис.
3.3). Проведеныопыты по определению динамик фактора сопротивления R и остаточного факторасопротивления Rост. при фильтрации этих составов через керн.В начале первого опыта через керн прокачали 0,2 порового объема раствораПАА PDA 1041 с концентрацией 0,5 % и ацетата хрома с концентрацией 0,01 %.Далее через керн прокачали 0,1 порового объема кислотного состава ТК-2 и 0,2порового объема 0,5 %-го раствора ПАВ "Нефтенол К". Результаты исследованийпредставлены на рис. 3.3а, из которого видно, что после прокачки через керн СПСфактор остаточного сопротивления Rост составил 13,0 ед.Во втором опыте через керн прокачали 0,5 порового объема нефтянойэмульсии, стабилизированной эмульгатором "Нефтенол НЗ", и 0,04 поровогообъема 10,0 %-го раствора ПАВ "Нефтенол МЛ".
Состав эмульсии былследующий:ПАВ "Нефтенол НЗ" – 4,0 %;нефть – 20,0 %;32,0 %-ный водный раствор CaCl2 – 3,0 %;минерализованная вода (6,0 г/л NaCl + 2,0 г/л CaCl2 ) – 73,0 %.Далее через керн фильтровалась вода до полной стабилизации перепададавлений (рис. 3.3б). Максимальное значение фактора сопротивления R в периодпрохождения оторочки эмульсии через керн оказалось равным 179,2 ед., а факторостаточного сопротивления Rост. составил 38,8 ед. Как видим, обратная нефтянаяэмульсия в ходе фильтрации через пористую среду создает высокое временное191гидросопротивление. Оно связано с размерами глобул воды, соизмеримыми сразмерами пор, а также с действием сил поверхностного натяжения.
Очевидно,что с уменьшением проницаемости пласта и размеров пор гидросопротивлениепри фильтрации эмульсии увеличивается. Это снижает степень проникновенияэмульсии в низкопроницаемые пропластки и увеличивает селективностьэкранирования высокопроницаемых при ВПП.В третьем опыте проводилось измерение динамики фактора сопротивленияивеличиныостаточногофакторасопротивленияприпоследовательнойфильтрации через керн следующих составов: 0,25 порового объема СПС наоснове ПАА марки PDA 1041, затем 0,25 порового объема нефтяной эмульсии.а) − динамика фактора сопротивления при последовательной фильтрации черезкерн СПС, кислотного состава и раствора ПАВб) − динамика фактора сопротивления при фильтрации через керн обратнойнефтяной эмульсии и раствора ПАВ192в) − динамика фактора сопротивления при последовательной фильтрации черезкерн СПС и эмульсионного составаг) − динамика проницаемости керна в ходе фильтрации через него кислотнойкомпозиции ТК-3 и водыРисунок 3.3 − Результаты лабораторных исследований по фильтрации различныхсоставов через керн объекта БП14 Тарасовского месторожденияФильтрационныепоследовательностьисследованияпрокачиваниячерезпоказали,кернчтогелеобразующихуказаннаясоставовобеспечивает непрерывный рост фактора сопротивления (рис.
3.3в), значениеостаточного фактора составило 24,8 ед. Таким образом, последовательнойзакачкой в пласт полимерного и эмульсионного составов достигается наибольшеезначение остаточного фактора сопротивления.193Правая часть графика на рис. 3.3а наглядно демонстрирует снижениефактора сопротивления после закачки в керн кислотного состава за счетвыщелачивания кислоторастворимого хлоритового цемента породы. Последнееподтверждаетсячетвертымфильтрационнымэкспериментом,результатыкоторого представлены на рис.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
