Диссертация (1172962), страница 36
Текст из файла (страница 36)
Надымского регионаХарактеристики регионов гелеобразования представлены в табл. 3.1. Такойже регион гелеобразования был создан в каждой из трещин в ее ближайшей кобрабатываемой нагнетательной скважине половине.На рис. 3.11 представлены прогнозные динамики дебита по нефти иобводненности продукции модели на период более 6-ти лет после воздействияПОТ при объеме оторочки 500 м3 и при различных зонах гелеобразования.212Таблица 3.1 − Характеристики зон гелеобразования в секторной модели участкапласта АС93 месторождения Г. Надымского регионаЗона гелеобразованияКак при ВПП (в ПЗП)Удаленного гелеобразования 1Удаленного гелеобразования 2Удаленного гелеобразования 3Гелеобразования в трещинеРасстояниеотШиринаЦветнагнетательнойзоныпообозначения наскважиныдорадиусу, мкартеграниц зоны, мКрасный5050 – 10050100 – 150Синий50150 – 200Коричневый50200 – 250Светло-зеленый20050-250СиреневыйВ табл.
3.2 представлены результаты прогнозных расчетов эффективностиПОТ в описанной секторной модели при разных регионах гелированиязакаченного в пласт гелеобразующего состава и при различных его объемах.Рисунок 3.11− Динамики суммарного дебита по нефти и средней обводненностипродукции секторной модели участка пласта АС93 месторождения Г.
Надымскогорегиона при применении различных ПОТ: 1 − при неприменении ПОТ, 2 – приприменении ПОТ с гелеобразованием в ПЗП и в трещине, 3 – то же самое пригелеобразовании в удаленной зоне 1 и в трещине, 4 − то же при гелеобразовании взоне 2 и в трещине, 5 − то же при гелеобразовании в зоне 3 и в трещине213Таблица 3.2 − Рассчитанная в секторной модели участка пласта АС93месторождения Г. Надымского региона прогнозная эффективность ПОТ приразных зонах гелирования зкаченного в него ТГС при различных его объемахЗона гелирования закаченного составаЗона гелеобразования при ВПП (в ПЗП)Зона удаленного гелеобразования 1Зона удаленного гелеобразования 2Зона удаленного гелеобразования 3Дополнительная добыча нефти, тыс.тпри V=250,при V=500,при V=1000,м3/сквм3/сквм3/скв78410991538136917772164213127313285326842355034На рис.
3.12 представлена полученная из расчетов зависимость прогнозной(в течение 6 лет после воздействия) дополнительной добычи нефти в результатеприменения ПОТ от удаленности зоны гелеобразования относительно обработанныхнагнетательныхскважинприобъемерабочейоторочки500м 3.Рисунок 3.12 − Зависимость прогнозной эффективности ПОТ от удаленностизоны гелеобразования относительно обработанных нагнетательных скважин приобъеме рабочей гелевой оторочки 500 мКак видим, в условиях терригенных пластов с трещинностью привоздействии ПОТ с «жесткой» гелевой предоторочкой его эффективностьувеличиваетсясудалениемзоныгелеобразованияотобработаннойнагнетательной скважины, причем с увеличивающейся интенсивностью. Даннаязакономерность объясняется увеличением содержания остаточных запасов нефти214в единице объема пласта с ее удалением от нагнетательной скважины.
Такимобразом, лучшим способом повышения эффективности ПОТ является удалениезоны гелеобразования от обрабатываемых нагнетательных скважин.Действительно, согласно результатам вычислительного эксперимента,проведенного в секторной модели участка пласта АС93 месторождения Г. (см.табл. 3.2), эффективность ПОТ с объемом оторочки 250 м3 при ее гелировании вудаленной зоне 3 (200 − 250 м. от нагнетательной скважины) в полтора раза вышеэффективности ПОТ с оторочкой в 1000 м3 при ее гелеобразовании в зоне 1 (100 −150 м3 от нагнетательной скважины). Т.е.
при четырехкратно меньшем объемерабочей оторочки достигается больший эффект.Возможным путем адресной установки гелевого экрана в удаленномпространствезаводненноговысокотемпературногопластаявляетсяиспользование фронта его охлаждения закачиваемой водой и термогелирующегосостава(ТГС).вычислительныйДляоценкиэкспериментфизическойввозможностисимуляторе,этогопозволяющемпроведенрассчитыватьпластовую температуры в каждой точке гидродинамической модели пласта в ходеего заводнения [261].Использовалась схематическая модель ячейки пятиточечной системызаводненияпроницаемостно-неоднородноговысокотемпературногопласта,состоящего из трех пропластков с распределением проницаемости по разрезусверху вниз соответственно: 10 мД., 50 мД., 500 мД. Начальная пластоваятемпературапластасоставляла650С.Внагнетательнуюскважину,расположенную в центре ячейки, закачивалась вода с температурой 20 0С.Задачей эксперимента была оценка расположения фронта охлаждения вобводненномвысокопроницаемомпропласткесекторноймоделивысокотемпературного пласта при высокой обводненности продукции скважин.На рис.
3.13 представлен разрез модели, проходящий через нагнетательнуюскважину и две добывающие. На рис. 3.13а цветом отмечено распределение поразрезу модели текущей нефтенасыщенности, а на рис. 3.13б – текущей215температуры на момент достижения высокой обводненности скважин. Анализрисунка позволяет отметить, что после заводнения наиболее проницаемогопропластка фронт его охлаждения за счет поступления холодной воды отнагнетательной скважины заметно отстает от фронта вытеснения, не достигаядаже середины расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами.а) − распределение текущей нефтенасыщенности по сечению схематическоймодели ячейки заводнения проницаемостно-неоднородного нефтяного пластаб) − распределение текущей температуры по сечению схематической моделиячейки заводнения проницаемостно-неоднородного нефтяного пластаРисунок 3.13 − Исследование положения фронта охлаждения вразнопроницаемыхпропласткахвысокотемпературногопроницаемостнонеоднородного нефтяного пласта при высокой обводненности продукции, а такжевозможности установки экрана в его удаленном водонасыщенном пространствена основе ТГС216Штрихпунктирными эллипсами на рис.
3.13б отмечены зоны наибольшегоградиента изменения температуры вдоль линий потока, т.е. зоны началагелирования закаченного в пласт термогелирующего состава. Результатыэксперимента показывают возможность установки гелевого экрана в удаленномпространстве промытого пропластка высокотемпературного проницаемостнонеоднородного пласта на основе термогелирующего состава (ТГС).При планировании работ по УОПЗ на нефтяной залежи с повышеннойпластовой температурой с использованием ТГС предлагается следующаяпоследовательность действий [261].1.
Построение секторной модели участка воздействия ПОТ с повышеннойплотностью сетки расчетных ячеек и подготовка ее к расчетам прогнозныхпоказателей разработки:вырезание из гидродинамической модели залежи нефти сектора,соответствующего участку воздействия ПОТ;детализация полученной секторной модели участка воздействия ПОТпутем уменьшения размеров расчетных ячеек и уплотнения их сетки;моделирование в секторной модели участка трещин автоГРП согласнорезультатам предварительно проведенных трассерных исследований;моделирование в секторной модели участка термического влияниявмещающих пород.2. Расчет в секторной модели участка текущего поля температурпродуктивного пласта.3.Подборспомощьюрассчитаннойкартытемпературпластасоответствующих ей регионов гелеобразования и установка их в симуляторе.4. Проведение серии расчетов прогнозной эффективности ПОТ судаленным гелеобразованием при различных объемах рабочей гелевой оторочкии концентраций термогелирующего состава.5.
Анализ результатов расчетов, выявление наиболее оптимальныхпараметров воздействия.2176. Регулирование температуры гелирования закачиваемого состава подвеличину начальной пластовой температуры для обеспечения наибольшейудаленности зоны гелеобразования, а также регулирование объема рабочейоторочки согласно результатам модельных расчетов.Проведение данной последовательности операций позволит адресноустанавливатьгелевыеэкранывудаленномпространствезаводненногопропластка высокотемпературного нефтяного пласта, а также в трещинах,соединяющих обрабатываемые нагнетательные скважины с добывающими.3.2 Адаптация физико-химических технологий ремонтнои водоизоляционных работ в скважинахОдним из важных требований к новым технологиям ОВП и РИР вскважинах является снижение их стоимости. Одним из путей осуществленияданного требования является разработка и совершенствование технологий ОВП иРИР, не требующих предварительного подъема из скважин губинонасосногооборудования.
Другим направлением удешевления ремонта скважин являетсясовмещение в одной операции двух, проводимых с помощью одного и того жеоборудования. Ниже представлены технологические решения, позволяющиеупростить и удешевить операции по ликвидации ЗКЦ в нагнетательныхскважинах и по ОВП в добывающих [275].3.2.1 Технология временного экранирования продуктивного пластав нагнетательной скважине с целью проведения в ней упрощенных РИРпо ликвидации ЗКЦВ параграфе 3.1.3 представлен механизм положительного действия ПОТ вусловиях ЗПВ при массовом проявлении ЗКЦ в скважинах, который заключаетсяв тампонировании невскрытой подошвенной водонасыщенной части пласта вразрезе нагнетательной скважины и ликвидации в ней заколонных перетоковзакачиваемой воды.
Практика показала (см. параграф 3.1.3), что такие работынаиболее эффективны при использовании осадкообразующих составов.Для более эффективной реализации данного технологического решения218предложен способ защиты продуктивного пласта от попадания в неготампонирующего состава при обработке им нагнетательной скважины с цельюликвидации ЗКЦ [275].Поставленная задача решается с помощью «жесткого» геля, образующегосяна контакте полисахарида (ПС) с раствором Na2B4O7 и обладающего высокимитампонирующими свойствами при коротком времени жизни, что соответствуетзадаче временного экранирования продуктивного пласта. При этом ПСхарактеризуется крупными размерами частиц, не позволяющими им проникать впористую среду и вынуждая скапливаться в каналах перфорации и в трещинах.ПС доставляется в продуктивный пласт закачкой от насосного агрегатачерез колонну НКТ.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
