Диссертация (1172962), страница 35
Текст из файла (страница 35)
Уменьшение давления в подошвеннойчасти пласта подтверждает тампонирование ее ПЗП в ходе обработкинагнетательной скважины. Рост давления в нефтеносной части пласта указываетна вовлечение ее в заводнение, из-за чего увеличивается добыча нефти (рис. 3.6в).Таким образом, по результатам численных исследований выявленмеханизм положительного действия ПОТ в условиях ЗПВ с разделяющейглинистой перемычкой, наиболее ярко проявляющийся при использованиитехнологии КВПП нагнетательных скважин.Согласно результатам численных исследований и выводов из параграфа2.4 такие работы наиболее эффективны в условиях пассивной законтурнойобласти пласта, что обеспечивает определяющее влияние системы ППД наэнергетическое состояние залежи, а также при высоком количественномсоотношении добывающих скважин к нагнетательным.
Кроме того, опытпоказывает эффективность таких технологий в условиях преобладания в разрезе205ЗПВ нефтенасыщенных толщин, что обеспечивает вовлечение в разработкубольших запасов нефти при меньших объемах гелевой оторочки. Рассмотримпримеры.В скважине № 1630 объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения, какописано выше, отмечались заколонные перетоки закачиваемой воды в нижнийводонасыщенный пласт ПК20. Однако согласно результатам термометрии от07.2000 г.
после обработки скважины реагентом «Темпоскрин» закачиваемая воданачала поступать и в верхний продуктивный интервал 1779,0 – 1784,0 м (рис.2.7б). После же обработки скважины сульфатсодовой смесью заколонный перетокзакачиваемой воды в водонасыщенную подошву пласта по данным термометрииот 06.2003 г. прекратился и вода стала поступать лишь в верхние продуктивныеинтервалы объекта ПК19-20 (рис. 2.7в).
Это указывает на ликвидацию ЗКЦ внагнетательной скважине после ее обработки осадкообразующим составом,причем, как показали последующие ПГИ, на длительный срок (до трех лет).Аналогичные результаты были получены при сопосавлении кривыхтермометрии, прописанных до и после обработки осадкообразующим составомССК нагнетательной скважины № 272 Южно-Хрампурского месторождения от20.07.2005 г. (рис.
3.7).Описанное с одной стороны подтверждает отмеченный по результатамчисленных исследований механизм действия ПОТ в условиях ЗПВ, с другойпоказывает преимущества использования в таких условиях осадкообразующихтехнологий, использующих гетерогенные растворы, позволяющие эффективнотампонировать призабойную зону водонасыщенного подошвенного пласта. Всвязи с последним для проведения в нагнетательных скважинах такихупрощенных РИР по ликвидации ЗКЦ предложено использовать эффективныйтампонирующий состав ППС, представляющий собой суспензию частицбиополимера с относительно крупными размерами в водном растворе ПАА.Дальнейшим развитием упрощенной технологии РИР по ликвидации ЗКЦ внагнетательных скважинах может стать использование представленной впараграфе 3.2.1.
технологии предварительного временного экранирования в их206разрезах продуктивного пласта с целью последующего наиболее селективноготампонирования его водонасыщенной подошвы (см. параграф 3.2.1). Кроме того,согласно результатам численных исследований (см. рис. 3.6), на финишном этапеобработкинагнетательнойскважинырекомендуетсяпроводитьадреснуюкислотную стимуляцию продуктивного пласта.а) − ПГИ от 17.06.2003б) − ПГИ от 22.08.2008Рисунок 3.7 − Сравнение результатов ПГИ, проведенных в нагнетательнойскважине № 272 Южно-Харампурского месторождения до и после ВПП от20.07.2005 г.3.1.4 Адаптация потокоотклоняющих технологий к условиям трещиннопоровых коллекторовРазработка нефтяных залежей, приуроченных к трещинно-поровымколлекторам, либо осложненным техногенной трещинностью сопровождаетсябыстрым обводнением добывающих скважин при низкой выработанностизапасов. Традиционные технологии выравнивания профиля приемистости наг-207нетательных скважин в таких условиях недостаточно эффективны вследствиетого, что применяемые гели имеют недостаточно высокие реологическиесвойстваибыстровыносится из пластапотрещинам,соединяющимнагнетательные скважины с добывающими.Впервые необходимость адаптации технологии КВПП нагнетательныхскважин к условиям трещинно-поровых коллекторов возникла при ее применениина Харампурском месторождении, приуроченном к юрским пластам с сильноразвитой трещинностью и с низкой проницаемостью.
Все предыдущие работы поУОПЗ на данном месторождении отличались низкой длительностью эффекта изза быстрого выноса гелей из пласта по трещинам. Для эффективноготампонирования трещин было предложено применять гели с более высокимитампонирующими свойствами.Объективность данного решения иллюстрируют представленные на рис.3.8результатыгидродинамическойпрогнозныхмоделирасчетовучасткадобычинефтивысокотемпературноговсекторнойпластаАС93месторождения Г. Надымского региона Западной Сибири, осложненноготрещинами, соединяющими нагнетательные скважины с добывающими, приприменении различных технологий ВПП:традиционная технология ВПП с применением СПС;технология ВПП с предоторочкой «жесткого» геля;вариант без ВПП.Кроме того, на рис. 3.8 дополнительно представлена динамика добычинефти данной секторной модели, которая имела бы место при проведениитрадиционных ВПП с эффективностью, как при отсутствии трещин в пласте.Анализ рисунка 3.8 позволяет отметить, что при использованиитрадиционной технологии ВПП в условиях пластов с трещинностью динамикадобычи нефти почти совпадает с ее базовой динамикой при непроведении ВПП,т.е.
расчетная эффективность такого воздействия близка к нулю [272, 273]. Впластах с трещинностью эффективна технология, включающая "жесткую" геле-208вую предоторочку, причем ее эффективность заметно выше, чем у традиционногоВПП в тех же условиях, но при отсутствии трещин. Следует при этом отметить,что в практике в условиях пластов с трещинностью традиционные технологииВПП все же обладают некоторой эффективностью за счет инфильтрации воды иззакачиваемого геланта в пористую среду при его движении по трещине и врезультате формирования в ней концентрата с повышенными реологическимисвойствами.Рисунок 3.8 – Результаты моделирования ВПП в условиях пласта стрещинностью: 1 − базовая добыча нефти, 2 − добыча нефти, которая имела быместо при проведении традиционного ВПП при отсутствии трещин, 3 − добычанефти при проведении традиционного ВПП в присутствии трещин, 4 − то жесамое при проведении ВПП по технологии с «жесткой» предоторочкойВ итоге для тампонирования трещин автоГРП при проведении ВППнагнетательных скважин было предложено использовать предоторочку состава свысокими тампонирующими свойствами [273].С целью тампонирования трещин при проведении ВПП в нагнетательныхскважинах Харампурского месторождения в качестве «жесткой» предоторочкибылиспользовансоставВДС,представляющийвысококонцентрированного (1.5 %) водного раствораСПСнаосновеПАА и понизителяскорости разбухания полимерного состава.
В результате на данном месторожде-209нии впервые был получен заметный технологический эффект от примененияПОТ.Обводненностьпродукциидобывающихскважинснизиласьнаотносительно длительный срок (более одного года) при сохранении величинприемистости обработанных нагнетательных скважин и, соответственно, дебитовреагирующих по жидкости (см. параграф 4.5.3) [236, 268].С целью лучшей адаптации ПОТ к условиям пластов с трещинностьюпутем усиления тампонирующих свойств «жесткой» предоторочки было предложено использовать в качестве нее полимерполимерный состав (ППС).Состав ППС представляет собой взвесь частиц полисахарида (ПС) ГПГ3ВГ (0,3 %) в водном растворе гидролизованного полиакриламида Chimeko TR1516 (0,1 %).
Высокие тампонирующие свойства состава ППС связаны сотносительно крупными размерами дисперсных частиц ПС, взвешенных врастворе ПАА. При закачке состава в пласт происходит кольматация трещин исуперколлекторов частицами ПС. А раствор ПАА, освободившийся от частиц ПС,продвигается дальше, снижая проницаемость промытых водой пропластков.На рис. 3.9 представлены результаты фильтрационных исследования ППСна физической модели водонасыщенного суперколлектора продуктивного пласта[272, 273].
Они показывают относительно высокую величину остаточногофактора сопротивления 24,0 при проницаемости пористой среды 18529 мД. и притемпературе 60,0 0С.Это указывает на более высокие тампонирующие свойства данногосостава по сравнению с составом ВДС, остаточный фактор сопротивлениякоторого при такой же проницаемости составил 11,0 (см. приложение 16а).Объем «жесткого» геля на основе ППС, необходимый для тампонированиятрещин в продуктивном пласте при проведении ВПП нагнетательной скважины,можно оценить из объема самой трещины, соединяющей нагнетательнуюскважину с реагирующей добывающей. Данный объем можно рассчитать порезультатам индикаторных исследований, проведенных на данном участкепласта.
Также объем трещин можно оценить по результатам гидродинамических210исследований в нагнетательной скважине с использованием метода Полларда иУоррена-Рута, адаптированного В.А. Санниковым и В.И. Курочкиным [274].Рисунок 3.9 − Динамика фактора сопротивления физической моделиводонасыщенного суперколлектора при прокачке через нее порового объемасостава ППС, воды, еще порового объема ППС и выдержки 24 часов3.1.5 Физические принципы адаптации потокоотклоняющей технологии кусловиям поздней стадии разработки залежи нефти и метод планированияее воздействия на высокотемпературный нефтяной пластВ ходе работ по повышению охвата пласта заводнением на различныхнефтяных залежах постепенно усложняются условия для их проведения. Послемногократного проведения ВПП в нагнетательных скважинах увеличиваетсявыработанность запасов нефти в зоне нагнетания, что приводит к снижениюэффективности таких работ.
Адаптация физико-химических ПОТ к условиямпоздней стадии разработки залежи нефти возможна установкой гелевого экрана вобводненных пропластках на достаточном удалении от обрабатываемыхнагнетательных скважин с целью вовлечения в заводнение сохранившихся тамповышенных остаточных запасов нефти. Это вывод подтверждают результатычисленных исследований, проведенных в схематической модели участка ЧНЗ стрехрядной системой заводнения (см.
параграф 2.5).211С целью подтверждения данной закономерности для условий пластов стрещинностью был проведен вычислительный эксперимент в секторной моделиучастка пласта АС93 месторождения Г. Надымского региона Западной Сибири, вкоторой по результатам трассерных исследований были смоделированы трещины,соединяющие нагнетательную скважину № 311 с добывающей № 312 инагнетательную № 335 с добывающей № 323 (рис. 3.10). В окружении каждой изнагнетательных скважин №335 и № 311 были заданы несколько кольцеобразныхрегионов гелеобразования, в которых моделировалось гелирование закаченного впласт состава (рис. 3.10).Рисунок3.10 – Расположение различных регионов гелирования состава,закаченного в пласт через нагнетательные скважины №№ 311 и 335, в секторноймодели участка пласта АС93 месторождения Г.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
