Диссертация (1172962), страница 34

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

Текст из файла (страница 34)

Данную задачу предлагается решать сиспользованием следующих принципов [261, 262, 272, 273].В первую очередь рекомендуется оценивать минимально необходимыйобъем рабочей гелевой оторочки, который позволил бы сохранять целостностьсоздаваемого гелевого экрана в ПЗП под воздействием максимальных радиальнонаправленных нагрузок, возникающих в первые минуты работы скважины послеВПП и пуска ее под закачку [268]. Данный принцип подбора объема гелевойоторочки является наиболее важным с позиции эффективности ПОТ.

Очевидно,что нарушение целостности гелевого экрана в первые минуты и часы работыскважины после ее обработки обусловливает отсутствие, либо мизерностьэффекта.Минимально необходимый объем гелевой оторочки для эффективногопроведения ВПП можно оценить исходя из величины минимально необходимогорадиуса гелевого экрана, устанавливаемой в промытых высокопроницаемыхпропластках ПЗП, который обеспечит ее целостность под воздействием198максимальных радиально направленных нагрузок, возникающих в первыеминуты работы обработанной скважины (3.1). Величины таких нагрузокрассчитываются на основании промысловых данных о максимально возможномустьевом и забойном давлении нагнетания в данной скважине, о пластовомдавлении в зоне нагнетания залежи и сопоставляются с результатамифильтрационных исследований механической прочности используемого геля приданной проницаемости пористой среды и при данной пластовой температуре.Rmin maxнагнPзакачки Pпласт,gradPпредельн(3.1)где Rmin– минимально необходимый радиус гелевой оторочки, м;maxPзакачки– максимально возможное забойное давление нагнетания вобрабатываемой скважине после ее пуска под закачку, атм; Рпластнагн – среднеепластовое давление в зоне нагнетания данной залежи, атм; gradPпредельн –максимальный градиент давления, при котором гель не разрушается, атм/м .При использовании формулы (3.1) принимается, что за период обработкискважины, за период ее предварительной остановки перед обработкой и за периодостановки скважины на гелеобразование после обработки пластовое давление вудаленной зоне высокопроницаемого пропластка (за гелевой оторочкой) снизитсядо уровня среднего давления в зоне нагнетания.

Также принимается, что объемпродавочнойжидкостиприобработкеравенвнутреннемуобъемуобрабатываемой скважины, т.е. внутренний радиус устанавливаемой гелевойоторочки равен радиусу скважины, которым при расчетах можно пренебречь.Максимально возможное значение забойного или устьевого давлениянагнетания воды Pзакачкиmax в обрабатываемой нагнетательной скважине можнооценить исходя из значений ее устьевого давления нагнетания воды до обработки,давления нагнетания на выкиде из кустовой распределительной гребенки, когдаобрабатываемая скважина остановлена.

Проще всего это значение взять изпрактики предыдущих работ по ВПП.На основании величин минимально необходимого радиуса гелевойоторочки, промытой толщины пласта, либо суммарной толщины его наиболее199проницаемыхпропластков,коэффициентовпористостииначальнойнефтенасыщенности пласта, а также коэффициента вытеснения нефти водой изпласта рассчитывается минимально необходимый объем гелевой оторочки припроведении ВПП (3.2).min2Vоторочки   Rmin hпромыт  К пор  К н.нас.  К выт ,(3.2)где Vоторочкиmin – минимально необходимый объем гелевой оторочки, м3; hпромыт.

–промытая толщина пласта или суммарная толщина его высокопроницаемыхпропластков; Кпор. – коэффициент пористости в высокопроницаемых пропластках;Кн.нас. – коэффициент начальной нефтенасыщенности в высокопроницаемыхпропластках; Квыт. – коэффициент вытеснения нефти водой длявысокопроницаемых пропластков.Коэффициенты начальной нефтенасыщенности пласта и вытеснения нефтиводой в формуле (3.2) учитывают тот факт, что закачиваемый в пластгелеобразующий состав не может заполнить объем пористой среды, занятыйсвязанной водой и остаточной нефтью. Таким образом можно рассчитатьминимально необходимый объем гелевой оторочки.

Увеличение же объемагелевой оторочки выше этого влияет на эффективность ВПП не столь критично,степень и характер этого влияния определяется геолого-технологическимиусловиями объекта воздействия, учесть которые аналитически сложно.Поэтому дальнейшую оптимизацию объема гелевой оторочкиприпланировании ВПП рекомендуется осуществлять статистическим методом наоснове результатов факторного анализа эффективности предыдущих аналогичныхработ на данной залежи [272, 273]. Для этого используется зависимостьпоказателяэффективностипредыдущихВППотудельногообъемаиспользованной рабочей оторочки, отмеченная в частности при анализеэффективности работ на месторождениях Ноябрьского региона Западной Сибирив 2006 – 2008 г.

Удельным объемом рабочей оторочки назван объем закаченного впласт гелеобразуещего состава, приходящийся на единицу базовой приемистостиобработанной скважины (3.3).V уд V рабqпр200(3.3),где V уд – удельный объем рабочей оторочки, 1 м3/м3/сут; V раб – объемзакаченного в скважину гелеобразующего состава, м3; q пр – приемистостьскважины до ее обработки, м3/сут.На рис. 3.4 графически представлены две закономерности влияниявеличины удельного объема рабочей оторочки на величину дополнительнойдобычи нефти в результате проведения ВПП. Первая согласно результатамобработок в 2006 – 2008 гг. характерна для объекта БС101 месторождения Б.,вторая – для объекта БС11 месторождения Д. В обоих случаях отмечается прямоевлияние, а различие этих закономерностей связано с различиями геологофизических показателей залежей и применяемых систем разработки.Рисунок 3.4 − Влияние величины удельного объема рабочей гелевой оторочки наэффективность ВПП нагнетательной скважины согласно результатам анализаэффективности работ на месторождениях Ноябрьского региона Западной Сибири:1 – для объекта БС101 месторождения Б., 2 – для объекта БС11 месторождения Д.Получив из анализа эффективности предыдущих ВПП для данной залежианалогичную зависимость можно оптимизировать для нее величину удельнойрабочей оторочки, а для каждой нагнетательной скважины с учетом ееприемистости − саму величину рабочей оторочки [272, 273].Объективность данного метода оптимизации объема гелевой оторочки припланировании ВПП подтверждает тенденция снижения оптимальной величиныудельного объема рабочей оторочки с ростом расчлененности пласта, полученнаяпри составлении программы работ по УОПЗ для объектов разработки месторож-201дений Ноябрьского региона Западной Сибири на 2009 год (рис.

3.5). Даннаятенденция соответствует общепринятым представлениям о механизме действияданного типа технологий.Рисунок 3.5 − Тенденция снижения оптимального при ВПП удельного объемарабочей оторочки с увеличением расчлененности пласта согласно анализуэффективности работ на месторождениях Ноябрьского региона Западной СибириДальнейшим развитием технологии КВПП нагнетательных скважин сталаее адаптация к условиям залежей с подстилающей водой и к пластам стрещинностью [268].3.1.3 Адаптация потокоотклоняющих технологий к условиямзалежей нефти с подстилающей водойРассмотрим результаты ПГИ нагнетательной скважины № 1630 объектаПК19-20 Барсуковского месторождения, неоднократно подвергавшейся обработкамПОТ.

Согласно кривым термометрии и расходометрии, представленным на рис.3.6а, до начала обработок основная доля закачиваемой воды уходила посредствомЗКЦ в нижний невскрытый водонасыщенный пропласток ПК20, залегающий наглубине 1800,0 – 1850,0 м.Согласно характеру типовых диаграмм ОФП для терригенного пластафазовая проницаемость для воды в водонасыщенном пропластке многократновыше, чем в нефтенасыщенном, а согласно формуле Дюпии для нагнетательной202скважины[48]ееобъемнаяприемистостьпропорциональнафазовойпроницаемости для воды:qпр k в  h  P заб  Pпл,  rк   S ф 141,2 Bв  в ln r  скв (3.4)где q пр – приемистость нагнетательной скважины; k в – фазовая проницаемостьпласта для воды; h – толщина пласта; Pзаб – забойное давление; Рпл – пластовоедавление; Bв – объемный коэффициент воды;  в – вязкость воды в пластовыхусловиях; r к – радиус контура питания; r скв – радиус скважины; S ф – скин-фактор.Благодаря этому вода наиболеее1 интенсивно поступает в водонасыщенныйпропласток.Этоведеткснижениюпластовогодавлениявверхнемнефтенасыщенном пропластке и, соответственно, добычи нефти.

С другойстороны, это ведет к росту пластового давления в нижнем невскрытомводонасыщенном пропластке, что интенсифицирует обводнение добывающихскважин подошвенной водой посредством ЗКЦ.С целью уточнения возможности использования физико-химических ПОТдля ликвидации данной проблемы, а также уточнения механизма их действия вданных условиях проведен специальный вычислительный эксперимент сиспользованием схематической модели блока заводнения ЗПВ с разделяющейглинистой перемычкой [268]. В ней была смоделирована обработка пятинагнетательных скважин с использованием двух различных ПОТ:технология ВПП с использованием СПС;технология КВПП.Мероприятие проведено задолго до прорыва ФНВ к добывающим скважинам, средняя обводненность которых на момент обработки была равна 0,45 д.ед. ибыла связана с подтягиванием подошвенной воды посредством ЗКЦ.

Результатывычислительного эксперимента представлены на рис. 3.6а в виде динамикисредней обводненности продукции блока заводнения при применении данныхПОТ. Дата воздействия отмечена стрелкой. Из рисунка видно, что средняяобводненностьпродукциидобывающих203скважинпослеобработкинагнетательных заметно снизилась, причем наиболее сильно при использованиитехнологии КВПП. Это объясняет динамика пластового давления в разнонасыщенных пропластках продуктивного пласта на контуре питания скважины Р48стягивающего ряда отбора (рис. 3.6б).а) − динамика обводненности продукции схематической модели блока заводненияЗПВ при применении различных технологий ВПП: 1 – при неприменении ВПП,2 – при ВПП на основе СПС, 3 – при использовании технологии КВППб) − динамика пластового давления в разнонасыщенных пропласткахсхематической модели ЗПВ на контуре питания скважины Р48 при примененииразличных технологий ВПП: 1 – в водонасыщенном пропластке при проведенииКВПП, 2 – там же самое при ВПП на основе СПС, 3 – в нефтенасыщенномпропластке при ВПП на основе СПС, 4 – там же самое при проведении КВПП204в) − динамика суммарного дебита по нефти модели блока заводнения ЗПВ приприменении различных технологий ВПП нагнетательных скважин: 1 – безпроведения ВПП, 2 – при ВПП с применением СПС, 3 – при проведении КВППРисунок 3.6 − Результаты численных исследований механизмов положительногодействия различных потокоотклоняющих технологий в условиях ЗПВ сразделяющей глинистой перемычкойДопроведенияобработокпластовоедавлениебыловышевводонасыщенной подошвенной части продуктивного пласта, а после обработоконо стало выше в нефтенасыщенной части.

Характеристики

Список файлов диссертации